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Pétrole, l'éléphant dans la cuisine..

Publié le par ottolilienthal

La « bulle fossile » est-elle en train d’éclater ?

En faisant plonger la demande et le prix du pétrole, la pandémie de Covid-19 a entraîné des dizaines de milliards de dollars de dépréciations d’actifs dans le secteur des énergies fossiles. Ces « actifs échoués », qui perdent subitement toute valeur faute de rentabilité, pourraient se multiplier en cas de transition énergétique rapide, au risque de déstabiliser tout le système financier.

Une bonne nouvelle pour le climat peut parfois cacher un gros problème financier. Ainsi, le ralentissement de l’économie mondiale lié à la pandémie de Covid-19 a durablement diminué la demande de pétrole, à tel point que certains observateurs pensent qu’elle ne retrouvera jamais son niveau d’avant-crise. Pic pétrolier ou pas, les compagnies pétrolières anticipent un cours du baril plus faible que prévu à l’avenir, et ont donc massivement dévalorisé certains de leurs actifs, devenus non rentables. Rien qu’au cours du deuxième trimestre 2020, 55 milliards de dollars d’actifs appartenant aux principaux pétroliers et gaziers ont vu leur valeur ramenée à zéro. D’un trait de plume.

 

Perte de rentabilité   

Les deux plus grosses dévalorisations du secteur, annoncées par BP et Shell en juin, atteignent respectivement 13,7 et 22,3 milliards de dollars. Dans la foulée, Total a déprécié pour 8,3 milliards de dollars d’actifs, et l’Américain Chevron 5,7. Ce dernier avait déjà déprécié pour 13 milliards d’actifs au dernier trimestre 2019, tandis que l’Espagnol Repsol dévalorisait pour 5 milliards, en raison de cours du baril déjà trop faibles et en prévision d’un durcissement des réglementations sur les émissions de CO2. Depuis fin 2019, sept des plus grosses compagnies pétrolières privées ont ainsi déprécié 87 milliards de dollars d’actifs, selon le think tank britannique Carbon Tracker. Sans compter les dévalorisations de plus petits acteurs, comme le pétrolier Occidental (6,6 milliards de dollars) ou celles des charbonniers, comme Peabody (1,42 milliard de dollars).

Si ces actifs ont vu leur valeur comptable passer instantanément de plusieurs dizaines de milliards à zéro dollar, c’est parce que leurs détenteurs estiment ne plus pouvoir les exploiter de manière rentable. On parle alors d’actifs échoués, ou stranded assets. Or, le secteur des énergies fossiles en est rempli. Une transition énergétique rapide, qu’elle soit subie (en raison, par exemple, d’une pandémie) ou choisie (pour lutter contre le réchauffement climatique), implique en effet d’abandonner champs pétroliers ou gaziers, mines, pipelines, raffineries, supertankers, mais aussi stations essence ou aéroports, avant de les avoir pleinement rentabilisés. Ces récentes dépréciations pourraient-elles être un prélude à l’éclatement d’une « bulle fossile » massive, aux conséquences financières potentiellement catastrophiques ?

Vers un tsunami d’actifs échoués ?

Les dépréciations de Shell et de BP ne sont « pas qu’un ajustement, mais un changement fondamental qui touche tout le secteur pétrolier et gazier », écrit Luke Parker, analyste chez Wood Mackenzie. « Il y a quelques années à peine, peu de personnes dans l’industrie pétrolière et gazière acceptaient l’idée d’un risque climatique, d’un pic de la demande ou d’actifs échoués. Aujourd’hui, les entreprises élaborent des stratégies autour de ces idées. » Pour le cabinet de conseil, la valorisation du secteur pétrolier et gazier a chuté de 1 600 milliards de dollars ces derniers mois, et d’autres dépréciations « importantes » sont à prévoir.

Dans un rapport publié début juin, Carbon Tracker propose un chiffrage théorique des actifs échoués liés aux énergies fossiles. Dans un scénario compatible avec l’accord de Paris où la demande en énergie fossile diminue de 2% par an, les « profits futurs » des entreprises liées au fossile « pourraient être amputés de près de deux tiers » d’ici 2070, soit « 14 000 milliards de dollars au lieu des 39 000 milliards de dollars estimés par la Banque Mondiale ». De quoi annoncer une catastrophe pour les institutions financières trop exposés au fossile, et pour leurs épargnants, pas toujours conscients des risques ? Dans son discours de 2015 sur la « tragédie des horizons », resté célèbre, l’ex-gouverneur de la Banque d’Angleterre, Mark Carney, alertait déjà sur le risque de « déstabilisation » du système financier causé par les actifs échoués de l’industrie fossile.

En France, au moins 800 milliards d’euros d’actifs échoués potentiels

Les autorités financières se sont aussi lancées récemment dans un chiffrage des risques climatiques. Parmi ceux-ci, on distingue les « risques physiques » (les dommages directement causés aux actifs : destructions, inondations, pandémies, etc), les « risques de responsabilité » (les poursuites en justice de clients accusant leur établissement financier de n’avoir pas assez pris en compte le réchauffement) et  les « risques de transition » (les dévalorisations d’actifs liés aux politiques de décarbonation, c’est à dire les actifs échoués, qui nous intéressent ici).

Concernant ces seuls actifs échoués, l’Autorité de contrôle prudentiel et de résolution (ACPR), le « gendarme » des banques et des assurances, estimait en 2017 que « les secteurs sensibles au risque de transition (les secteurs producteurs ou consommateurs d’énergies fossiles, d’électricité ou de gaz, ndlr) représentaient en France près de 12% des actifs bancaires et près de 10% des actifs des organismes d’assurance ». Soit 862 milliards d’euros. Sur cette base, l’ACPR a débuté en 2020 une campagne de « stress test climatique » pour les institutions financières françaises, dont les résultats doivent être connus à la fin de l’année. Reste aussi à connaître l’ampleur de l’effet domino sur tout le reste de l’économie au cas où ces secteurs « sensibles » venaient à déprécier brutalement leurs actifs.

Rôle politique

« Quand on a commencé à parler des actifs échoués il y a quelques années, on les imaginait à une échéance de long terme, de l’ordre d’une décennie. Mais ces récentes dépréciations d’actifs montrent que le risque de transition est déjà matérialisé », note Julie Evain, cheffe de projet à l’Institut de l’économie pour le climat (I4CE). Elle considère que les acteurs financiers peinent toujours à prendre en compte ce risque existentiel, car « ils fonctionnent avec des systèmes très précis de modélisation du risque, mais le changement climatique et le risque d’actifs échoués n’entrent pas dans ces modèles préexistants et leur posent un problème méthodologique nouveau ».

Au-delà de ce manque de compétence, « les acteurs financiers se retranchent derrière ces problèmes d’outils pour continuer à faire ce qu’ils savent déjà faire, c’est-à-dire financer le monde tel qu’il est, sans remettre en cause leur culture de maximisation des profits », poursuit Julie Evain. Quitte à investir dans des infrastructures fossiles qui, si elles sont rentabilisés, peuvent mener le monde à +6°C d’ici la fin du siècle.

Selon un sondage publié en mai 2020 par le Réseau des banques centrales et des superviseurs pour le verdissement du système financier (NGFS), 61 % des banques n’évaluent pas les risques climatiques ou environnementaux dans leurs activités de financement. « L’ensemble du secteur financier, épargnants compris, doit prendre conscience de son rôle politique. On ne peut pas seulement demander aux épargnants : ‘quel profil de risque vous convient ?’, conclut Julie Evain. Quant aux régulateurs, il doivent mettre en place une vraie politique de risque, et avancer sur des instruments comptables permettant une dévalorisation progressive des actifs. »

En attendant, des activistes tentent d’alerter sur ce risque climatique et financier, notamment en Europe. « Le Royaume-Uni et les économies européennes comme l’Allemagne et la Grèce s’exposent à des pertes se chiffrant en dizaines de milliards en pariant sur de nouveaux projets d’infrastructure gazière inutiles et incompatibles avec les objectifs climatiques de l’Europe », affirmait par exemple Ted Nace, fondateur et directeur exécutif du Global Energy Monitor, en janvier.

En diminuant définitivement la demande et les prix des énergies fossiles, la pandémie de Covid-19 pourrait, selon certains, forcer les institutions financières à réagir plus tôt que prévu face au problème des actifs échoués. D’autres pensent au contraire que les cours du pétrole vont remonter, offrant une marge supplémentaire pour se séparer progressivement du fossile. C’est le cas de Michel Lepetit, vice-président du think tank The Shift Project, pour qui « l’Asie et l’Afrique vont continuer de tirer la demande d’énergies fossiles car ils ne peuvent pas s’en passer, mais l’offre devrait continuer à se raréfier, ce qui fera monter les prix ». Selon le chercheur, les compagnies pétrolière pourraient ainsi utiliser cette rente fossile pour se diversifier en vue d’un pic pétrolier qui finira nécessairement par advenir un jour.

Matthieu Jublin

Nous avons dix ans pour sortir du pétrole

L’Europe pourrait manquer de pétrole dans dix ans alerte le groupe de réflexion The Shift Project qui souligne ainsi l’urgence d’accélérer la transition vers une économie bas carbone.

 Nous avons déjà évoqué précédemment la menace que les risques géopolitiques en mer d’Oman et dans le Golfe Persique font peser sur nos importations de pétrole.
Cette fois, le think tank français The Shift Project, dirigé par Matthieu Auzanneau et présidé par Jean-Marc Jancovici, tous deux auteurs de plusieurs ouvrages sur le pétrole[1], attire l’attention sur le risque de voir l’offre mondiale de pétrole se réduire déjà d’ici 2025. Les raisons sont principalement liées à la chute des investissements dans les infrastructures d’extraction, ainsi que le tarissement de nombreux gisements, et le remplacement insuffisant de cette raréfaction par les hydrocarbures non-conventionnels (pétrole de fracking américain, et schistes bitumineux canadiens).

La crise sanitaire du COVID-19 risque bien d’accentuer le problème, en particulier pour les Européens : selon The Shift Project, les approvisionnements en or noir pour l’Europe pourraient être mis à mal dans les dix prochaines années.

 

Un déclin constant de la production

Le constat n’est pas nouveau : en déclin systématique, la production de la moitié des pays qui alimentent le continent européen se heurte à ses limites géologiques. La Russie et les pays de l’Europe de l’Est (40% des fournitures de pétrole à l’UE), ainsi que les pays africains (10% des approvisionnements) parmi lesquels l’Angola et l’Algérie, voient leur production promise à une diminution constante au moins jusqu’en 2030.

Le groupe de réflexion de Matthieu Auzanneau a compilé les données du cabinet norvégien Rystad Energy, l’un des bureaux d’études les plus réputés en matière d’hydrocarbures. Leur analyse permet de constater que le déclin annoncé par l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) en 2018 tend à s’accentuer, démontrant par là que la chute de la production de pétrole au niveau mondial sera plus rapide que la diminution de la dépendance de l’Europe à l’or noir.
La contraction du volume d’approvisionnement pourrait atteindre 8% en 2030, et le risque de pénurie est d’autant plus grand que, jusqu’à présent, la consommation mondiale d’or noir ne cesse d’augmenter.

La crise sanitaire du coronavirus vient évidemment perturber les prévisions, mais elle pourrait n’être qu’un court répit au milieu d’une demande globalement en hausse constante, puisque l’Europe s’attend à un rebond de son économie de l’ordre de 6% en 2021.

Les objectifs pour la sortie du pétrole sont-ils suffisants ?

Les ambitions fixées par l’Europe sont en accord avec les objectifs climatiques définis notamment par l’Accord de Paris de 2015, à savoir contenir le réchauffement de la planète en-dessous de 2°C par rapport au niveau d’avant la Révolution industrielle (1780-1840). L’objectif actuel de l’Europe est de réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de 45% d’ici 2030, et d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050.

Mais là où le bât blesse, c’est que les mesures techniques et politiques pour sortir complètement du pétrole font défaut. Le marché des droits carbone est insuffisant pour accélérer la fermeture des centrales au charbon, le secteur aérien bénéficie toujours d’une exonération de taxes qui pose de sérieuses questions morales, et plus de 30.000 porte-conteneurs continuent à carburer au fuel lourd pour acheminer vers notre « vieux continent » la grande majorité de nos biens de consommation.

Seule la voiture électrique, qui offre des perspectives attirantes tant en termes de création d’emplois que de capacité à réduire nos émissions de CO2, bénéficie de mesures encourageantes dans un nombre croissant de pays. Les nations qui auront investi massivement dans la mobilité électrique réussiront ainsi à se mettre en partie à l’abri d’une raréfaction du pétrole, et donc d’une possible hausse soudaine des prix de l’or noir.

Télécharger l’étude de The Shift Project


[1] Matthieu Auzanneau, Or noir. La Grande Histoire du pétrole, Ed. La Découverte, 2015.
Jean-Marc Jancovici, Le Plein S’il Vous Plaît, Ed. Seuil, 2006.

A propos de l'auteur

Bruno Claessens est spécialiste en énergies renouvelables depuis 2008. Après avoir été conseiller éolien pendant 8 ans auprès du gouvernement wallon, il développe à présent des projets éoliens terrestres pour une société privée en Wallonie. Il est également président de l’association www.amperes.be qui vise à promouvoir la mobilité électrique, propre et responsable.

Le patron du pétrole de schiste dit que les Etats-Unis ont passé leur pic

La production de brut aux États-Unis a déjà atteint un sommet, selon l'un des principaux leaders du pays dans le domaine du schiste, car les producteurs touchés par le krach des prix évitent d'augmenter encore leur production et cherchent à devenir rentables.

Matt Gallagher, directeur général de Parsley Energy, l'un des plus grands producteurs indépendants de pétrole du Texas, a déclaré que le niveau record de production atteint plus tôt cette année serait le point culminant.

"Je ne pense pas revoir 13 millions de barils par jour dans ma vie", a déclaré Gallagher, 37 ans, au Financial Times.

"C'est vraiment décourageant parce que lorsque nous avons foré notre premier puits en 2009, nous avons vu la vague d'indépendance énergétique à portée de main pour les États-Unis, et c'était très gratifiant. ... d'en faire partie. “

La production pétrolière américaine a chuté d'un quart au printemps, les prix du brut ayant chuté à la suite de la guerre des prix entre l'Arabie saoudite et la Russie et de l'épidémie de coronavirus, ce qui a incité plusieurs opérateurs, dont Parsley, à fermer des puits et à réduire les dépenses prévues.

L'envolée de la production de schiste a permis aux États-Unis de devenir un exportateur net de pétrole en novembre de l'année dernière - un renversement de situation stupéfiant pour un pays qui avait importé plus de 10 millions de b/j il y a dix ans. Depuis mai, cependant, la tendance s'est inversée et les importations nettes ont suivi une tendance à la hausse.

[Le secteur du schiste] n'a pas fait l'objet de mesures rigoureuses.

Le pétrole américain s'est brièvement négocié en dessous de zéro en avril, mais une reprise à environ 40 dollars le baril depuis lors le laisse toujours en dessous du seuil de rentabilité pour de nombreux producteurs de schiste.

Il s'agit "de loin" du pire krach pétrolier de l'histoire récente, a déclaré M. Gallagher, et il aura un impact durable sur le secteur. Notre industrie est celle de la mobilité et du confort", a-t-il déclaré - en faisant référence au carburant pour les voitures et les voyages aériens et pour le chauffage et la climatisation - "et la mobilité est en train d'être "radicalement repensée et il y aura de nouvelles innovations en matière de confort".

Le patron de Parsley a acquis la réputation d'être une voix progressiste dans l'industrie pétrolière du Texas. Il a poursuivi sur LinkedIn avec ses réflexions sur le meurtre de George Floyd et a récemment acheté une voiture électrique Ford. Dans son interview avec le FT, il a parlé de son admiration pour les grands maîtres européens du pétrole qui ont récemment annoncé des objectifs de zéro émission nette.

Il a également appelé à la fin du torchage dans la zone de schiste. Parsley figurait parmi les 20 premières torchères de gaz naturel en volume au Texas, selon un rapport publié cette année par l'autorité de régulation du pétrole et du gaz de l'État. Mais M. Gallagher a déclaré qu'il avait réduit cette pratique - une source énorme d'émissions de carbone - à moins de 1 %.

"De ce point de vue, une bonne réglementation améliorerait probablement la réputation de l'industrie au fil du temps", a-t-il ajouté, ce qui pourrait contribuer à attirer des investisseurs respectueux de l'environnement dans le secteur.

"Vous voulez être derrière une entreprise qui en fait une priorité", a-t-il déclaré.

Les marchés des capitaux se sont largement fermés aux producteurs de schiste au cours de l'année dernière, les investisseurs ayant fui un secteur devenu célèbre pour sa croissance de la production mondiale mais incapable de rembourser sa dette.

L'industrie du schiste "n'a pas été disciplinée", a admis M. Gallagher, et était souvent dirigée par des équipes de gestion qui "présentaient très peu de risques personnels et avaient une récompense à la hausse très déséquilibrée", selon la croissance. "Mais une nouvelle restriction sur les capitaux " touchait l'industrie.

Parsley est l'une des entreprises qui a relancé les puits qu'elle avait fermés pendant la pire phase de la chute des prix. Mais la société n'a pas l'intention d'augmenter sa production avec de nouveaux forages cette année ou l'année prochaine.

Selon le fournisseur de données Enverus, seules 223 plateformes de forage horizontal - un indicateur de l'activité de forage du schiste aux États-Unis - étaient en service le 9 juillet, contre 853 il y a un an.

La production de pétrole aux États-Unis se stabiliserait finalement à environ 11 millions de barils / jour, a déclaré M. Gallagher, car les producteurs se concentrent sur le maintien de la production, et non sur son augmentation. Cela correspond à la production actuelle, selon la société de conseil Rystad Energy, mais environ 15 % en dessous du pic de cette année.

Le secteur des services pétroliers, qui fait la plupart du travail pour les sociétés de production de pétrole, serait le plus touché, a déclaré M. Gallagher. Des centaines de milliers d'emplois dépendent de l'activité dans le schiste, a-t-il dit, "et ces niveaux d'activité vont juste être considérablement plus bas pendant longtemps".

https://oltnews.com/shale-boss-says-u-s-has-surpassed-peak-…

Interview de Matt Gallagher par Financial Times : https://www.ft.com/co…/320d09cb-8f51-4103-87d7-0dd164e1fd25…

(publié par J-Pierre Dieterlen)

Deloitte a dépeint les 10 dernières années du schiste américain. Le secteur a généré 300 milliards $ en cash négatif, détruit 450 milliards pour les investisseurs et vu 190 faillites. Elle enfonce le clou en assommant: "le schiste a atteint son pic sans avoir été capable de générer des bénéfices."

Les compagnies de schiste pourraient passer à la trappe pour 300 milliards $ d’actifs au deuxième trimestre dont la moitié concerne des dettes. Selon Rystad Energy, les producteurs ont perdu pour 38 milliards $ durant le premier trimestre. Selon les agences, une consolidation dans le secteur est primordiale et tant Chevron qu’ExxonMobil sont sur la brèche pour acheter les opportunités bradées.

Pendant ce temps, les managers des compagnies de schiste montrent une fois de plus leur sens de l'éthique et se remplissent les poches avant de partir en faillite. Selon Haynes & Boone, 18 entreprises de schiste se sont mis sous la protection des faillites.

Deux grosses casses ce mois dont la compagnie Extraction Oil & Gas. En 2014, sa valorisation était de 4 milliards $. Elle a chuté à 100 millions $ pour une dette de 1,6 milliards $. La partie a hurler de rire vient des 16 directeurs de l’entreprise, qui se réservent un bonus de 6,7 millions $ afin de les garder au sein de la compagnie après la faillite. Du côté des directeurs de Whiting Petroeum, les 5 managers se sont accordés 14,5 millions $ de bonus juste avant de demander la protection de faillites. Le record des parachutes les plus gonflés se trouve parmi les 21 managers de Chesapeake qui se sont partagés 25 millions $. Il n'y a qu'un pas pour dire que le secteur de schiste n’est qu’une fraude énorme.

La plus grande faillite du mois, nous vient de la NBA. Chesapeake, l’ancienne star et inventeur du schiste, qui accumule 9,5 milliards $ de dettes. Au sommet de sa gloire, Chesapeake avait acheté le nom de la salle où joue l’équipe de NBA de Basket des Thunders d’Oklahoma City. Vous ne serez pas étonnés d’apprendre que la banque Nationale Suisse détenait des actions. La question la plus urgente est: mais comment s’appellera la salle de basket des Thunkders à la rentrée?

(extrait de https://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1165-energies-economie-petrole-et-peak-oil-revue-mondiale-juin-2020.html)

Alerte rouge pour le pétrole de schiste américain

Premières victimes du krach pétrolier du printemps, les "oilmen" américains ne parviennent plus à faire de bénéfices. Selon une étude de Deloitte, l'industrie du schiste aux États-Unis a vu ses actifs se déprécier de 300 milliards de dollars au deuxième trimestre.

Le chiffre fait froid dans le dos. Selon une étude de Deloitte, l'industrie du pétrole de schiste (shale) aux États-Unis a vu ses actifs se déprécier de 300 milliards de dollars au deuxième trimestre. "Alors que les effets du Covid-19 amplifient la pression sur les sociétés de schiste jusqu'en 2020, une vague de dépréciations d'actifs pourrait entraîner, au cours des six à douze prochains mois, la consolidation la plus profonde que l'industrie ait jamais connue" affirme un dirigeant du célèbre cabinet d'audit comme le relève le Financial Times

 

Mis à mal par la chute de la demande due à la crise du coronavirus et la guerre des prix que se sont livrés la Russie et l'Arabie saoudite, les "oilmen" américains ont été les premières victimes du krach pétrolier printanier. Moins rentables que leurs rivaux saoudiens ou russes, les producteurs américains ont vu leur endettement exploser et leurs bénéfices se rétracter comme jamais. Selon UBS, cette conjoncture qui a vu le WTI américain se vendre à prix négatif en avril - il évoluait ce 23 juin à 11h à 41 dollars, devrait entraîner une réduction de 40% des dépenses des compagnies du secteur dans les semaines à venir.

 

"Les conséquences vont être terribles"

"Les conséquences vont être terribles, prévient Benjamin Louvet, gérant matières premières chez OFI Asset Management. Les pétroliers américains ont des assurances qui ne couvrent que 43% de leur production pour 2020". Symbole de ces difficultés : le grand pétrolier du Dakota, Whiting Petroleum, est entré en processus de faillite. L'action, qui cotait 150 dollars en 2015 a même plongé de 91% entre janvier et mars 2020. Au total, 18 sociétés d'exploration/production américaine de schiste se sont déclarées en faillite depuis le début de l'année d'après le cabinet Haynes & Boone spécialisé dans la restructuration d'entreprises. Ce dernier précise aussi que l'un des pionniers du pétrole de schiste aux États-Unis, Chesapeake Energy, devrait être en faillite dans les semaines qui viennent. 

Selon les experts, cette grande fragilité du secteur tient aussi à la forte hausse des coûts de production aux États-Unis. Celle-ci s'explique d'abord par une pénurie de pipelines qui oblige de plus en plus les pétroliers à transporter l'or noir via des camions et des trains, nettement plus onéreux. "C'est un problème logistique énorme qui entraîne un manque à gagner pour les producteurs de 18 dollars par baril, analyse Benjamin Louvet. Cela a aussi des conséquences sur la production qui baisse partout sauf dans le bassin permien". Si la production de pétrole de schiste a décuplé en dix ans et représente aujourd'hui plus de la moitié de la production de pétrole des États-Unis, celle-ci est en effet très disparate. Outre le bassin permien, les gisements du Bakken, de Niobrara ou d'Anadarko stagnent.

 

A cela s'ajoute un déficit chronique de productivité des puits de pétrole de schiste. Si l'exploitation du shale se révèle peu coûteuse avec des installations très rapides à mettre en place, elle est très sensible aux variations des cours. La plupart des pétroliers doivent ainsi souscrire des assurances contre une baisse trop forte du prix du baril, ce qui explique également le grand nombre de faillites observé ces dernières années.

Déficit de compétitivité

Ce manque de compétitivité tient aussi à la nature même du pétrole de schiste qui est plus léger que le pétrole conventionnel et donc moins valorisable. Contrairement à l'Arabie saoudite dont le baril est rentable à partir de 5 dollars, les producteurs de shale ne rentrent dans leurs frais que lorsque les cours dépassent les 50-55 dollars selon les experts. "Aujourd'hui le prix du baril stagne malgré les décisions de l'Opep qui essaie de le doper et beaucoup de producteurs paient encore la chute des cours en 2014 et sont très endettés" poursuit Benjamin Louvet. 

Autre faiblesse structurelle du shale : contrairement aux hydrocarbures traditionnels, les puits de pétrole de schiste sont éphémères, chaque gisement contenant une quantité limitée d'hydrocarbures. Selon les spécialistes, au bout de dix-huit mois ces derniers perdent 70% de leur productivité et leur durée de vie est d'environ cinq ans. En plus, pour extraire le shale, il faut forer entre 3 000 et 5 000 mètres, soit environ trois fois plus que pour des hydrocarbures conventionnels. De l'eau et des additifs chimiques sont ensuite injectés à très haute pression dans la roche pour la fissurer et récupérer le pétrole, c'est la fracturation hydraulique. 

L’Europe risque de manquer de pétrole d’ici à 2030

Les plus gros fournisseurs de l’UE, en particulier la Russie, l’Algérie ou l’Angola, vont voir leur production décliner dans les années à venir.
 

Le resserrement de l’offre pétrolière mondiale risque de s’accélérer en raison de la crise sanitaire, et les pays européens pourraient en payer durement les conséquences. Dans un rapport rendu public mardi 23 juin, le groupe de réflexion The Shift Project, présidé par le consultant Jean-Marc Jancovici, détaille comment les bouleversements récents du marché pétrolier pourraient mettre en difficulté l’approvisionnement en or noir de l’Union européenne dans les dix prochaines années.

Principal enseignement : plus de la moitié des pays producteurs qui fournissent le Vieux Continent vont voir leur offre se raréfier dans les années à venir. « La production de la Russie et celle de l’ensemble des pays d’ex-URSS, qui fournissent plus de 40 % du pétrole de l’UE, semblent être entrées en 2019 dans un déclin systématique. La production pétrolière de l’Afrique (plus de 10 % des approvisionnements de l’UE) paraît promise au déclin au moins jusqu’en 2030 », explique ainsi Matthieu Auzanneau, directeur du think tank et auteur d’un ouvrage de référence sur l’histoire du pétrole, Or noir. La grande histoire du pétrole (La Découverte, 2015).

The Shift Project a compilé les données de l’un des cabinets de référence dans le monde des hydrocarbures, Rystad Energy, implanté en Norvège. L’analyse détaillée de ces chiffres (non publics) permet de constater que la courbe dessinée par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dès 2018 a tendance à s’accentuer : à l’époque, l’institution établie à Paris avertissait que, sans investissements majeurs de la part des producteurs, le monde viendrait à manquer de pétrole en 2025.

Depuis trois décennies, les découvertes de pétrole conventionnel – tel qu’il est exploité en Arabie saoudite ou en Russie, par exemple – sont au plus bas. Or les champs existants connaissent une lente décrue, de l’ordre de 3 millions à 4 millions de barils par jour au niveau mondial, soit 4 % de la consommation de la planète.
Ces dernières années, la révolution des pétroles non conventionnels, comme le schiste nord-américain ou les sables bitumineux de l’Alberta (Canada), a laissé pensé à certains analystes que les nouvelles ressources pétrolières mondiales seraient assurées. De fait, les Etats-Unis sont devenus en 2018 les premiers producteurs du globe, grâce aux techniques de forage hydraulique, produisant jusqu’à 12 millions de barils par jour.

« L’hiver du pétrole facile »

La crise du Covid-19 est venue bousculer cette situation, en provoquant une dégringolade historique du prix de l’or noir. Pour faire face, les compagnies du secteur ont réduit leurs investissements de manière massive, en particulier dans le domaine de l’exploration et de la production. Avec une conséquence importante : le pétrole non conventionnel est plus cher à récupérer et son débit est en chute libre, notamment aux Etats-Unis. Les investissements qui ne sont pas effectués maintenant pourraient provoquer une contraction rapide de l’offre.

La volatilité extrême des prix constatés ces dernières années a rendu les majors du secteur plus timorées. « Notre exploration, dont les budgets ont diminué au cours des cinq dernières années, n’intervient que là où l’on peut produire du pétrole pas cher », expliquait début juin au Monde, le PDG de Total, Patrick Pouyanné. Mais ce pétrole bon marché se fait de plus en plus rare. « C’est l’hiver du pétrole facile », souligne le rapport du Shift Project.

Pourquoi l’Europe serait-elle davantage concernée par ce risque que le reste du monde ?

Parce que le Vieux Continent demeure le premier importateur net de pétrole, devant la Chine. Les 27 pays de l’UE importent plus de 13 millions de barils par jour. Or, au fur et à mesure que les principales sources d’approvisionnement se contractent, les besoins en pétrole en Afrique ou dans le Sud-Est asiatique vont croître. « Le gâteau à se partager va être plus petit, or d’autres pays, comme la Chine, déploient une véritable géostratégie du pétrole pour sécuriser leurs approvisionnements », observe Matthieu Auzanneau.

La consommation de pétrole diminue légèrement en Europe depuis 2010 grâce aux progrès de l’efficacité énergétique et aux politiques environnementales, mais cette courbe n’est pas suffisante, alerte le directeur du Shift. « Si ces politiques climatiques échouent, l’humanité risque d’être rattrapée par des contraintes de plus en plus fortes sur l’accès au brut », prévient le document, qui évoque, en creux, les difficultés majeures à venir pour certains pays étroitement dépendants des hydrocarbures, comme l’Algérie ou l’Angola. Le rapport plaide ainsi pour que l’Europe réduise de manière plus sensible son accoutumance à l’or noir. « La consommation diminue de 0,5 % par an. Ce rythme n’est pas assez rapide : il faudrait être autour de 5 % de baisse annuelle », prévient M. Auzanneau.

L’agence Rystad, de son côté, a publié mi-juin son rapport annuel et tire des conclusions assez proches. « Le pic pétrolier se rapproche, juge ainsi l’analyste en chef du cabinet, Per Magnus Nysveen, nous disions auparavant qu’il arriverait autour de 2030. Nous pensons maintenant qu’il pourrait arriver en 2027 ou 2028. » Le cabinet estime que les prix de cette ressource vont augmenter de manière continue au cours des prochaines années, ce qui pourrait aboutir à une reprise de l’exploration.

Nabil Wakim

(publié par J-Pierre Dieterlen)

2025 apocalypse


La production mondiale de pétrole s'établit à 95,62 millions de barils par jour. Pour une demande égale à début janvier 2020.

Covid19 un choc de demande.


Selon le dernier rapport sur le marché pétrolier de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la demande mondiale de pétrole devrait diminuer au deuxième trimestre 2020 de 23,2 millions de barils par jour (Mb/j) par rapport à la même période en 2019 :

une baisse de 25 % de la demande par rapport à sa valeur il y a un an.


Toutefois, cette estimation est plutôt optimiste, car si nous examinons les données du mois d’avril, nous constatons une baisse de plus de 28 Mb/j, soit environ 30 %.


Donc en avril 2020, la demande mondiale de pétrole s'établit fort probablement à 67 millions de barils par jour.
La manière la plus simple de faire face à la crise de la demande est bien sûr de réduire la production maintenant pour l'adapter à la demande actuelle dans l'espoir de récupérer plus tard une production accrue.
Et les principaux producteurs l’ont fait, avec une baisse de 10 Mb/j et un stockage accru. Soit 11% de la production. Pour rappel, au plus fort de la crise de 2008, la production de pétrole a diminué d'environ 4 %, pour donner une idée.

Post Covid19 un choc d’offre.

 


Il y a cependant deux problèmes qui risquent de faire chuter la production de pétrole plus rapidement qu'il ne serait souhaitable dans les prochaines années, et ce de manière permanente.

Premièrement, le flux d'extraction dans de nombreux anciens puits de pétrole ne peut pas être facilement régulé.


Si le rythme d'extraction est trop ralenti, en raison de l'énorme pression à ces profondeurs, la roche réservoir d'où est extrait l'or noir tend à se compacter et à effondrer les canaux par lesquels le pétrole s'écoule.
Il est pratiquement impossible de récupérer la porosité initiale et de revenir aux taux de production antérieurs - pire encore, une partie du pétrole in situ n'est plus récupérable.


Et cela a déjà commencé.


« Baker Hughes a indiqué que le nombre de plates-formes pétrolières et gazières aux États-Unis a de nouveau diminué pour atteindre 339, le nombre total de plates-formes pétrolières et gazières s'élevant à 648 de moins que l'année dernière à la même époque, soit une baisse de plus de 65 % en une seule année. C'est le nombre le plus faible de plates-formes actives depuis que Baker Hughes a commencé à en assurer le suivi en 1940. ».


Last but not least, les puits de shale oil les plus récents dans le bassin du Permien, épicentre du boum situé au Texas, font remonter une part croissance d’hydrocarbures plus proches du gaz naturel que du pétrole. Encore un symptôme des limites géologiques d’un secteur qui produit d’ores et déjà un pétrole brut très léger, mal adapté aux raffineries américaines, et qui ne peut que partiellement servir à produire du carburant liquide.

Mais voici l’autre problème.


Les raffineries sont adaptées pour traiter certains types de pétrole (plus léger ou plus lourd, avec une teneur plus élevée en soufre ou en certains hydrocarbures, etc.).


Pour mettre en perspective certains chiffres représentatifs, une raffinerie peut produire par défaut


• 40 % de ses distillats sous forme d'essence,
• 25 % sous forme de diesel,
• 9 % sous forme de kérosène,
• et les 26 % restants sous forme d'autres produits, notamment des polymères pour plastiques, d'autres distillats moyens, des huiles moteur, des goudrons et du coke.


Sans avoir à faire de gros investissements, en procédant à certains ajustements, cette raffinerie pourrait modifier un peu sa production, et ainsi peut-être diminuer l'essence à 35 % du total et augmenter le diesel à 30 %. Mais peu importe, elle n'a pas une marge infinie pour changer les proportions, car cela dépend du type de pétrole qu'elle peut traiter (qui a une certaine teneur en hydrocarbures de chaque type) et du procédé de craquage lui-même.


Une baisse de 30 % de la demande de pétrole ne signifie pas une baisse de 30 % de la demande de chacun des produits pétroliers.
Le produit pour lequel la demande est la plus forte est le diesel, car c'est le carburant utilisé par toutes les machines, et bien que l'activité des machines en général ait également beaucoup diminué, les machines agricoles ainsi que les camions pour le transport de marchandises sont toujours en mouvement. (En outre, les cargos doivent désormais utiliser un carburant ayant les caractéristiques du diesel.). On observe donc que la baisse de la demande de diesel est inférieure à la moitié de celle des autres carburants.


Que faire du pétrole, et des autres produits pour lesquels il n'y a pas de demande ?


• Soit raffiner moins de pétrole pour qu'il n'en reste plus, pas de gaspillage, mais il y aurait une pénurie de diesel.
• Soit raffiner suffisamment de pétrole pour produire du diesel, mais il resterait un excès d’essence.


Malheureusement l'essence est très volatile et pourrit. Elle ne peut être stockée dans aucun type de réservoir longtemps, et puis les stocks seront bientôt pleins. Donc dans un premier temps, on ne peut exclure que ces produits excédentaires soient directement torchés.

Conclusion


Avec la plupart des grandes puissances économiques au ralenti et le confinement et des niveaux de consommation minimaux, la consommation de pétrole a chuté de 30%. C’était une baisse de la demande de pétrole qui peut être inversée si les conditions changent. (Ça reste à voir.).


Mais d'ici 2025, nous serons dans une situation bien pire.


Parce que d'ici 2025 nous aurons, une baisse de la production, causée par des facteurs physiques tels que


• Le manque de pétrole de qualité.
• La baisse du retour énergétique de ce pétrole. (La quantité toujours croissante de pétrole dépensée pour produire ce pétrole.).
• La mauvaise rentabilité économique des derniers champs pétrolifères du monde, et qui ne peut donc pas être inversée.


Ces facteurs ne peuvent être inversés.


Et il ne s'agira pas d'une baisse de 30 % temporaire comme c'est le cas actuellement, mais plutôt d'environ 40 %, permanente et définitive.

Le baril de pétrole à un prix négatif : cinq questions sur une «situation inédite et inouïe» à Matthieu Auzanneau (du Shift Project)


Article complet :


"Après une journée totalement folle, les prix du baril de brut américains sont négatifs. Quelles peuvent être les conséquences en France ?
Le baril de bruit New-Yorkais a clôturé à un prix négatif, du jamais-vu.
La crise liée au coronavirus a plongé le monde entier dans l'incertitude, jusqu'à nous placer face à des situations tout simplement inédites. Ce lundi, au cours d'une journée complètement folle, le cours du baril de 159 litres de pétrole brut côté à New York est tombé à -37,63 dollars. Jamais, depuis la création de contrat en 1983, il n'était tombé sous les 10 dollars. Quel est le sens d'un prix négatif? Comment en est-on arrivé là? Quelles conséquences pour le prix à la pompe en France? Les réponses de Matthieu Auzanneau, directeur du Shift project, un groupe de réflexion sur la transition énergétique.

Comment expliquer une chute des prix aussi soudaine et brutale ?

MATTHIEU AUZANNEAU. Il faut avant tout rappeler que nous parlons du prix du baril de brut, celui qui concerne les transactions entre les producteurs et les raffineurs. Le prix a chuté pour la simple raison que les raffineurs ont fait le plein de pétrole, la plupart des réserves sont pleines, aussi bien pour les grossistes que pour les réserves stratégiques de l'Etat américain. La crise liée au coronavirus a entraîné un effondrement de la demande. Si la production reste à un niveau presque identique, les prix baissent mécaniquement par le jeu de l'offre et de la demande.

Les prix à la clôture sont négatifs. Qu'est-ce que cela signifie ?

La demande est quasiment nulle sur le marché de gros. Ce prix négatif signifie que les producteurs sont prêts à payer pour que les grossistes qui ont encore un tout petit peu de place acceptent de stocker leurs barils.

Cette situation est inédite, elle est inouïe. Le baril de brut new-yorkais n'est jamais tombé sous le seuil des 10 dollars depuis sa création en 1983. Une telle chute des prix n'a sans doute jamais été constatée depuis la crise de 1929. Ce qui est très significatif ici, c'est la brutalité de la chute des prix. Lors d'une crise classique, il faut plusieurs mois pour que la demande s'effondre à ce point. Les mesures de confinement ont entraîné une chute de la demande quasi instantanée, qui explique le phénomène constaté ce lundi.

Combien de temps les prix du baril de brut new-yorkais peuvent-ils rester négatifs ?

Tout dépend de la durée et de l'ampleur des mesures de confinement de l'autre côté de l'Atlantique. Les prix dont nous parlons aujourd'hui sont ceux de court terme, qui concernent les barils prêts à être expédiés. Aux Etats-Unis, les prix des barils livrables en juin se maintiennent au-dessus des 20 dollars. Les marchés de moyen terme anticipent, sans doute de façon trop optimiste, un retour à une demande quasi habituelle d'ici à la fin de l'année. Je pense que ce ne sera pas tout à fait le cas. On sait quand on entre dans une crise, on ne sait jamais quand on en ressort.

Quelles peuvent être les conséquences de ce plongeon inédit en Europe ?

En Europe, c'est le prix du Brent qui prévaut. Il se maintient aujourd'hui à un peu plus de 25 dollars. Cet écart s'explique notamment par le fait que le brut new-yorkais est traditionnellement moins demandé. La chute de la demande en Europe est moins importante que celle constatée aux Etats-Unis.

Cet effondrement du marché américain aura des répercussions dans le monde entier. Les producteurs américains vont venir abonder le trading mondial pour tenter d'écouler leurs stocks et vont tirer les prix à la baisse.

Les prix à la pompe en France vont donc baisser ?

Les prix à la pompe en France ont déjà baissé. Il faut tout de même rappeler que le prix du brut ne représente qu'un petit tiers du tarif payé à la pompe, le reste correspondant au coût du raffinage et aux taxes, qui ne sont revues qu'annuellement. Tant que le confinement se poursuivra, on peut penser que les prix à la pompe resteront bas.

Nous faisons face à un trou d'air. Certains se félicitent déjà de la réduction des émissions de CO2, mais c'est une vision complètement myope de la situation, liée au confinement. Nous n'avons pas du tout enclenché les réformes structurelles, nous sommes simplement aux creux de la vague. Lorsque le confinement va prendre fin, la demande repartira à la hausse et les prix pourraient repartir très rapidement à la hausse. On peut anticiper un effet yoyo des prix dans les prochains mois et une très forte volatilité du prix du baril. Ce qui pose des questions : que se passera-t-il si les prix s'envolent et que la crise sanitaire repart ? La crise des gilets jaunes a démontré la sensibilité de la population des citoyens aux prix du pétrole. On parlait alors d'une hausse du prix à la pompe de 9 centimes. Nous pourrions assister à des hausses bien plus importantes dans les prochains mois."


(publié par Joëlle Leconte)

Énergie. Le surplus de pétrole sature les capacités mondiales de stockage

«Il y a une chose dont on ne parle pas bcp, fermer un puits de pétrole, particulièrement sous la contrainte, n'a rien d'évident et cela peut être définitif. De sorte qu'on peut se demander si la pandémie ne sera pas le pic pétrolier tant attendu car de fait il ne sera pas possible de revenir à la production d'avant la crise.»


commenté par J-Pierre Dieterlen

Article de Bastien Branchoux : https://futuretenergie.wordpress.com/…/petrole-que-se-pass…/

Du pétrole, ou pas ?

 

Du pétrole ? Mais nous en avons trop ! De fait, avec un baril qui se traine entre 20 et 30 dollars dans un contexte de surproduction massive, il serait déraisonnable d’expliquer que nous en manquons déjà. Et pourtant…

Du début du 20è siècle aux chocs pétroliers, qui marqueront la fin des Trente Glorieuses, la production d’or noir mondiale a cru au rythme insolent de 5% à 10% par an, contribuant fortement à une hausse de la production économique qui a décuplé de 1900 à 1974.

Ces chocs pétroliers, nous avons coutume de les voir comme un accident de parcours qui a vu le prix s’envoler, puis redevenir sage, et « tout repart comme avant ». Mais en fait tout n’est pas reparti comme avant. De 8% juste avant les chocs, le rythme de croissance de la production de pétrole est descendu à un modeste 1% de moyenne pendant les 30 années qui ont suivi.

1%, cela signifiait toujours la croissance de l’approvisionnement global, mais non le maintient de l’approvisionnement par personne : si l’indicateur retenu est la quantité produite par terrien et non la quantité produite globale, le premier pic est survenu en 1979. Jamais un humain n’avait autant utilisé de pétrole que cette année là, et jamais plus il n’en utilisera autant.

Et entre autres conséquences de ce passage du pic de la production par personne, nous avons assisté, dans tous les pays occidentaux en même temps, à l’apparition du chômage, de l’endettement public, des services (pour mieux mutualiser une production qui ne croissait plus aussi vite), et de la mondialisation, c’est à dire la recherche de gains de productivité en allant chercher ailleurs du travail pas cher.

En 2005, la modeste croissance du pétrole s’arrête encore. C’est que le monde s’apprête à connaître un nouveau pic de production, global cette fois : c’est celui qui va s’appliquer, en 2008, à l’ensemble de ce qui s’appelle le pétrole conventionnel. Ce terme désigne le pétrole « classique », qui s’extrait d’une roche poreuse où il est allé s’accumuler après une lente migration dans le sous-sol depuis la roche qui l’a vu naître, qui s’appelle la « roche mère ». Le pétrole a été formé dans cette dernière par chauffage géothermique de la matière organique qui a été enfouie dans le sol avec les sédiments océaniques qui donneront la roche mère elle-même.

Ce passage du pic conventionnel conduit la production mondiale à rester quasiment stable de 2005 à 2009, déclenchant un nouveau choc, qui vient heurter le mur de dettes qui s’est patiemment construit depuis le choc de 1973, et qui restera dans les mémoires sous le nom de « crise des subprime ».

Mais les pétroliers n’ont pas encore dit leur dernier mot, et la production repart grâce à deux ressources de fonds de tiroir : les sables bitumineux du Canada, et surtout les pétroles de roche mère des USA. Connus depuis longtemps, mais plus difficiles à extraire que le pétrole conventionnel, ces hydrocarbures avaient été laissés de côté, car ils demandent des investissements bien plus importants par baril extrait que le brut « ordinaire ».

Malgré cet apport, depuis fin 2018 la production a de nouveau cessé de croitre. Elle va même décroitre à bref délai, car à 20 ou 30 dollars le baril (voire moins de 10 pour celui issu des sables bitumineux canadiens, qui fait l’objet d’une décote) personne ne gagne d’argent dans ces « nouveaux pétroles ». Quelque part entre 2018 et 2022, le monde passera donc par un pic « tous pétroles », qui sera peut-être le bon.

Cela va avoir une conséquence majeure pour nous. Cela fait 40 ans que le PIB mondial varie exactement comme la quantité de pétrole qui sort de terre (quel que soit son prix), parce que les transports sont le facteur limitant de l’économie mondiale. Quand le pétrole va se mettre à baisser de façon structurelle, le PIB va faire de même « un certain temps ».

Les montagnes de liquidités qui seront déversées post-covid n’y changeront hélas pas grand chose.

 

Jean Marc Jancovici

Après la crise, sortir de notre addiction au pétrole


Commentaire de Jean-Marc Jancovici : "Après des années de discours "rassurant" sur la disponibilité future du pétrole, Le Monde publie aujourd'hui un éditorial inhabituel, puisqu'il est centré sur... le risque de manque, l'éditorialiste rappelant que les prix bas sont "un leurre".

Espérons que ce rappel trouvera son chemin jusqu'aux concepteurs des "plans de relance" : cette dernière ne pourra pas se baser, ou même supposer, une offre de pétrole croissante, ce qui est actuellement le cas de manière implicite, malgré tout ce que l'on se raconte sur les ENR et les objectifs de décarbonation.

3 gros bémols à cet édito, tout de même :
- il eut fallu écrire "énergies décarbonées" et non "énergies renouvelables" à la fin
- il eut fallu mentionner la sobriété dans les marges de manœuvre,
- et nous ne "sortirons" jamais de cette crise, car ce n'est pas une crise. C'est une étape un peu brutale d'une transition qui avait déjà démarré avant et qui se poursuivra après, parce que le monde est fini."


(publié par Joëlle Leconte)

 

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159185124607281

La Russie a décidé de s’attaquer au pétrole de schiste américain et a refusé d’accepter les nouveaux quotas de l’OPEP. De leur côté, les producteurs de schiste US n’ont jamais levé le petit doigt pour participer au maintien des cours. A force de jouer, les passagers clandestins, il faut bien s’attendre à se faire débarque un jour où l’autre. Et bien, ce jour semble être arrivé. Quels seront les dégâts?

Durant les 10 dernières années, les 34 plus grandes entreprises de pétrole de schiste américain ont perdu 189 milliards $. En 2019, les pertes se sont montées à 2,1 milliards $ selon le rapport de l’Energy Economics and Financial Analysis. Pour la bonne bouche, la Banque Nationale Suisse a investi dans la totalité de ces 34 entreprises.

L’entreprise de service Halliburton a mis en congé 3'500 employés à Houston. Elle est obligée de diminuer ses coûts suite à la chute des cours du baril et pense que les deux tiers des forages vont fermer d’ici à la fin de l’année. Les employés licenciés vont bénéficier du double effet kiss-kool. Ils perdent leur emploi et l’assurance maladie qui va avec. Vivre sans assurance maladie en ce moment aux USA, c'est compliqué.

Les banques, J.P. Morgan (65 milliards $), Citi (52 milliards), Bank of America (48 milliards) Wells Fargo (45 milliards) avaient revêtu leurs uniformes de pom-pom girls du schiste américain avec des implications financières énormes. Avec la chute des cours, l’ambiance doit être festive dans les conf calls de crises.

Chesapeake Energy Corp, qui était un pionnier dans le schiste américain, pourrait faire faillite avec une ardoise de 9 milliards $. L’entreprise est également connue des basketteurs, puisque le Thunder d’Oklahoma joue dans la Chesapeake Arena. Son action a dévissé de 50% en 3 semaines.

Le 8 avril 2019, Occidental Petroleum annonçait l’acquisition de son concurrent Anadarko pour la modique somme de 55 milliards $. A l’étonnement général, Occidental venait de battre l’offre de la major Chevron en personne. Selon Vicki Hollub, Anadarko était un coup sûr et "représentait l’avenir du pétrole de schiste aux USA". Cette acquisition permettait à Occidental de devenir l’un des plus grands pétroliers aux USA.
Aujourd’hui cet achat est nominé dans la catégorie : «pire achat du siècle dans l’industrie pétrolière.» Occidental a perdu plus de 84% de sa valeur (68$ en avril 2019 et 11$ fin mars 2020). La promesse de sa directrice, Vicki Hollub, d’offrir de généreux dividendes s’est transformée en "so sorry". La dette d’Occidental se monte à 37 milliards $.

Le milliardaire pétrolier, Harold Hamm via sa compagnie Hamm, veut porter plainte via le Département du Commerce Américain contre l’Arabie Saoudite pour avoir «illégalement» déversé du pétrole brut sur les marchés.

Le Financial Times estime que 110 milliards $ de dettes de schiste sont entrés dans une zone de danger sur les 936 milliards $ d’actions émis par les compagnies gazières et pétrolières.

 

(extrait de https://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1151-energies-economie-petrole-et-peak-oil-revue-mondiale-mars-2020.html#disqus_thread)

Le prix du pétrole pourrait tomber à 10 dollars le baril alors que le monde manque de stockage

Les installations devraient être remplies à 75% avec l'Arabie Saoudite en raison de l'augmentation de la production, la demande ayant chuté en raison de l'interruption des activités liées aux coronavirus

Le monde pourrait bientôt manquer d'espace pour stocker son pétrole supplémentaire alors que l'Arabie saoudite se prépare à augmenter sa production de combustibles fossiles, même si la demande mondiale d'énergie continue de baisser en raison de la pandémie de Covid-19.

Les niveaux de stockage de pétrole dans les installations de stockage du monde entier ont atteint en moyenne les trois quarts de leur capacité depuis la fermeture en janvier des principales raffineries dans les centres industriels de la Chine pour endiguer l'épidémie de coronavirus.

L'industrie pétrolière devrait continuer à remplir les stocks de pétrole brut dans les semaines et les mois à venir, à mesure que la contagion économique de la pandémie se répandra dans le reste du monde, réduisant la demande de ressources naturelles, y compris de pétrole.

Le Canada pourrait être à quelques jours de sa capacité de stockage maximale pour sa production nationale de pétrole, selon les analystes du cabinet de conseil en énergie Rystad Energy, et le reste du monde pourrait lui emboîter le pas dans quelques mois.

Les analystes prévoient que les régions riches en pétrole de l'Ouest canadien devront limiter leur production d'environ 400 000 barils de pétrole par jour d'ici la fin du mois.

"La situation est aggravée par la quasi-certitude d'une forte réduction des exportations de brut par chemin de fer cette année", a déclaré Thomas Liles, analyste chez Rystad, "ainsi que par le report de l'entretien printanier de plusieurs projets clés d'exploitation des sables bitumineux".

L'industrie pétrolière mondiale pourrait se tourner de plus en plus vers les tankers pour stocker son pétrole brut supplémentaire, mais pour que cela soit rentable, il faudrait que les prix du pétrole baissent encore.

Le prix mondial du pétrole est tombé à 25 dollars le baril la semaine dernière, contre plus de 65 dollars au début de l'année, et reste inférieur à 30 dollars le baril. Rystad a averti l'industrie que le prix du pétrole pourrait tomber à 10 dollars le baril cette année.

La recherche d'un stockage pétrolier abordable sera rendue plus difficile après la "frénésie de réservation de navires" de l'Arabie saoudite, qui a fait exploser les taux de fret au cours des trois dernières semaines, ont déclaré les analystes.

L'offre excédentaire de pétrole dans le monde devrait gonfler le mois prochain, lorsque l'accord entre le cartel pétrolier de l'OPEP et la Russie visant à freiner la production de pétrole prendra fin. L'effondrement de l'accord permet à l'Arabie saoudite, leader de facto de l'Opec, de faire la course à la Russie pour augmenter sa production de pétrole afin de s'emparer d'une plus grande part du marché.

La guerre des prix du pétrole devrait augmenter la production mondiale de pétrole de plus de 2,5 millions de barils par jour, ce qui dépasserait la demande de pétrole brut de 6 millions de barils par jour.

Les analystes de Rystad estiment que le monde dispose d'environ 7,2 milliards de barils de brut et de produits en stock, dont 1,3 à 1,4 milliard de barils à bord de pétroliers en mer.

En théorie, il faudrait neuf mois pour remplir les réserves de pétrole restantes dans le monde, mais les contraintes de nombreuses installations ramènent cette fenêtre à quelques mois seulement.

"Au rythme actuel de remplissage des stocks, les prix sont destinés à subir le même sort qu'en 1998, lorsque le Brent est tombé à un niveau historiquement bas de moins de 10 dollars le baril", a déclaré Paola Rodriguez-Masiu, analyste chez Rystad Energy.

(publié par J-Pierre Dieterlen)

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159145775042281

Les gouvernements ont une "opportunité historique" d'accélérer la transition vers l'énergie propre, selon l'AIE

Le chef de l'AIE, Fatih Birol, appelle les chefs d'État et les institutions financières internationales à rendre durables les plans de relance post-coronavirus

Jean-Marc Jancovici : «Alors que l'épidémie de coronavirus (ou plutôt les mesures drastiques décidées pour limiter sa propagation) commencent tout juste, on voit déjà poindre ici et là des exhortations pour que "l'après" ne ressemble pas à "l'avant".

Il est plus que bienvenu que Fatih Birol, directeur de l'Agence Internationale de l'Energie, vienne de prendre lui aussi clairement position pour que la relance soit "propre" (comprendre "décarbonante"). Bonne idée !

Dans cette interview, si on lit entre les lignes son allusion au transport aérien, il suggère peut-être de ne pas le sauver en totalité, au motif qu'il y a un gros déséquilibre entre sa valeur ajoutée (1% du PIB) et sa consommation de pétrole (10% en gros).

Au fou, au fossoyeur vont penser d'aucuns : mais à quel moment est-ce que cela sera plus facile qu'aujourd'hui de "changer la donne" pour ce secteur, qui de toute façon est condamné dans un monde qui se dépétrolisera, de gré ou de force ?

Personnellement, je préfère voir mes impôts utilisés pour reconvertir le personnel de ces activités dans le cadre de la "relance" plutôt que pour les faire repartir "à l'identique", avant une prochaine crise, inéluctable, que ce soit par défaut de pétrole (la faiblesse des cours la prépare), ou via un nouveau virus qui n'est qu'une question de temps.»

(publié par J-Pierre Dieterlen)

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159111974282281

«Peak Diesel»: le premier déclencheur d’un pic pétrolier, pourrait provenir d’un manque de diesel nécessaire pour alimenter nos camions, nos avions et nos bateaux. Le pétrole de schiste est parfait pour la pétrochimie et la production de plastique. Il n’est pas assez calorifique pour le convertir en diesel ou kérosène. Comme les extractions de pétrole lourd diminuent, ce n’est qu’une question de temps pour que la petite aiguille montre midi.

...

Le directeur de l’IEA, Fatih Birol, annonce que l’agence est en train de travailler sur un plan afin de réduire les émissions de CO2 d’ici à 2030. Ce plan sera divulgué le 9 juillet et propose la diminution des extractions pétrolières à 61 millions b/j au lieu des 101 actuels. Un détail reste à éclaircir : qui va avoir droit de consommer du pétrole?

...

Le taux de déplétion pour les forages de schiste est 10 fois supérieurs au pétrole conventionnel (4%). La seule manière de compenser cette perte est de forer des milliers de puits qui deviennent de plus en plus difficile à financer et de moins en moins productifs. Il semble que nous sommes sur le point d’avoir fait le tour de la question aux USA. Est-ce que le prochain producteur de schiste sera la Russie ?

Le baril est passé sous les 50$ à New York. Alors que l’industrie doit rembourser 40 milliards $ de dettes cette année, l’équation reste inconnue. On voit mal comment certaines entreprises vont pouvoir trouver de l’argent d’une main et en perdre de l’autre. Le secteur compte sur BlackRock et Vanguard pour y déverser les économies d’investisseurs peu vigilants.

Selon le directeur de la North Dakota’s Mineral Resources, Lynn Helms, la production du Dakota du Nord va atteindre son pic d’ici 2 à 5 ans et les producteurs doivent forer dans des gisements moins prolifiques. En décembre la production a reculé de -43'000 à 1'475 millions b/j.

Le PDG de Hess Corp, John Hess, pense que dans le gisement du Bakken pourrait atteindre son pic d’ici à 2 ans et que le plus grand gisement de schiste, le Bassin Permin arrivera à son pic d’ici à 5 ans.

Dans son Bankruptcies report, Haynes and Boone reporte la liste de toutes les entreprises pétrolières américaines qui ont fait faillites depuis 2014. Pour l'année 2019, elles sont 42. Au niveau du schiste, c'est l'hécatombe.

La production de schiste continue de progresser, mais de manière plus subtile à +11'000 b/j en février avec une prévision de 18'000 en mars. Seul le Bassin Permien augmente son extraction sur la période de 2 mois. Tous les autres gisements sont à la baisse. Il est vrai que les prix très bas du baril ne pousse pas à l’extraction.  Quel sera le comportement des investisseurs si les cours remontent à 80$ ou plongent sous les 50?

Entre 2010 et 2018, la production moyenne des forages de schiste a augmenté de 28% et l’injection d’eau de de produits chimiques de 118%.

...

Canada

Des tribus indiennes ont bloqué des voies ferrées pour protester contre la construction de pipeline de 670 km de GasLink. Ce tuyau de 4,8 milliards $ va relier le pétrole des sables bitumineux et le gaz de l’Alberta au port de Kitimat dans le Pacifique. Les Mohawks et les Wet’suwet’en ont érigé des barricades sur leurs terres et bloquent le réseau rail du pays.

Comme le premier ministre Justin Trudeau n’est pas homme à prendre des décisions, on se demande comment il va s'en sortir. De surcroit, Trudeau affaibli politiquement par un gouvernement minoritaire applique la règle du mikado : le premier qui bouge, perd.

...

Arabie Saoudite

Avec la chute des cours du baril, Riyad va demander aux membres de l'OPEP, de diminuer les extractions de -600'000 b/j avec l'espoir de remonter au-dessus de 50$ dans un premier temps et 60$ après. Cette réunion aura lieu début mars. Le Royaume a besoin d'un baril à 85$ pour équilibrer les comptes de son budget.

Japon

Tokyo a déployé des bateaux militaires le long des couloirs de passages des pétroliers dans le Moyen-Orient avec la permission de faire feu. La constitution japonaise interdit l’utilisation de la force dans les eaux internationales, mais comme  90% du pétrole japonais provient du Moyen-Orient, une entorse est justifiée.

Consommation de pétrole: Ligne bleue: la consommation continue. Vert: avec les réglementations proposées.
Rouge: pour maintenir une température à +2 degrés

 

extraits de :

http://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1145-energies-economie-petrole-et-peak-oil-revue-mondiale-fevrier-2020.html

Le schiste américain a déjà atteint un pic pour les grandes entreprises de services

Jean-Marc Jancovici : «Halliburton a passé 2 milliards de dollars de provision pour mise à l'arrêt d'une partie de sa "flotte" d'engins de forage pour le shale oil, et Schlmumberger en a eu pour 10 milliards pour la même raison (avec la mise à l'arrêt de la moitié de sa flotte, et, selon l'entreprise, "it has no intention of bringing that equipment back into service").

Pour les deux plus gros prestataires de services de l'industrie du shale oil, le "peak fracking" est passé. Si cela se confirme, alors l'enchaînement sera le suivant : peak fracking -> peak production peu après (car la production d'un puits de shale oil décline très vite après fracking) -> déclin US s'ajoutant au déclin du reste du monde hors Irak -> déclin tout court sur le pétrole -> nouvelle marche d'escalier dans l'économie mondiale.

Si ce n'est pas pour demain, ca sera de toute façon pour dans pas très longtemps, et c'est dans ce genre de contexte économique qu'il va falloir mettre en oeuvre les solutions pour la "neutralité" nécessaire pour le climat (et pour les retraites, la formation, l'aménagement du territoire, et j'en passe).

Amis économistes, revoyez d'urgence l'hypothèse d'entrée d'un PIB croissant quoi qu'il arrive dans les modèles qui évaluent les "impacts économiques" des diverses options pour préserver le climat !»

(publié par J-Pierre Dieterlen)

 

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159035014597281

Production mondiale de pétrole

Jean-Marc Jancovici :« Du pétrole ? Mais nous en produisons de plus en plus sur la planète, non ? Malheureusement, rien n'est aussi simple avec cet or noir. Certes, pour le moment, nous produisons de plus en plus en barils (graphique ci-dessous, données Energy Information Agency - https://lnkd.in/g9C4_qF, traitement par votre serviteur).

Mais... :
- la production est donnée en volume (des barils, soit des multiples de... 159 litres !), qui n'est pas une unité d'énergie. Le contenu énergétique d'un baril de pétrole "moyen" baisse au cours du temps
- la production agrège du pétrole brut avec des condensats, liquides moins denses énergétiquement, qui sont issus de l'exploitation du gaz
- BP Statistical Review (pas l'EIA) met aussi dedans les "natural gas liquids", composés d'éthane, propane et butane, qui peuvent servir à la chimie organique mais pas pour faire des carburants
- enfin la production est comptée en brut, non en net (c'est-à-dire déduction faite de l'énergie d'extraction). Or les "nouveaux pétroles" (notamment celui "de shiste") demandent plus d'énergie pour être extraits que les "anciens", laissant par conséquent moins d'énergie disponible pour la société.

Depuis quelques années le brut total mondial est sur un quasi-plateau. La dernière fois, c'était en 2005. On connaît la suite...»

(publié par J-Pierre Dieterlen)

Aucune description de photo disponible.
 
 
https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159017601992281

Une agence gouvernementale avertit que l’industrie pétrolière mondiale est au bord de la faillite

Article traduit de l'anglais de Nafeez Ahmed

(...)

Le nouveau rapport est publié par le Service géologique de Finlande (GTK), qui dépend du ministère des Affaires économiques du gouvernement. Le GTK est actuellement le coordinateur principal du projet ProMine de la Commission européenne, ses données principales des ressources minérales et son système de modélisation.

Le rapport a été produit comme un exercice de recherche interne pour le gouvernement finlandais, qui a assuré la présidence du Conseil de l’Union européenne jusqu’en 2019.

Signé par le directeur de la recherche scientifique de GTK, le Dr Saku Vuori, le rapport est rédigé par le Dr Simon Michaux, scientifique principal de GTK, de l’unité de géologie du minerai et d’économie minérale. Il procède à une évaluation globale complète de la recherche scientifique sur l’état de l’industrie pétrolière mondiale dans le but de déterminer comment les risques d’un déficit de l’offre mondiale pourraient avoir un impact sur l’exploitation minière et la production minérale.

Le rapport, qui a fait l’objet d’un examen par les pairs, demande à la Commission européenne de considérer le pétrole comme la “matière première critique” la plus importante au monde. Malgré une critique cinglante de la théorie du pic pétrolier conventionnel, le rapport arrive à la conclusion choquante que la viabilité économique de l’ensemble du marché mondial du pétrole pourrait être anéantie au cours des prochaines années.

Du pétrole, du pétrole partout, trop cher à exploiter

(...)

Le rapport affirme que nous ne sommes pas à court de pétrole — les réserves existantes sont énormes — mais qu’il devient peu rentable de l’exploiter. Le plafonnement de la production de pétrole brut a été “un tournant décisif pour l’écosystème industriel”, le déficit de la demande étant comblé par des combustibles liquides beaucoup plus chers et difficiles à extraire, à savoir des sources de pétrole non conventionnelles comme le pétrole brut provenant de l’offshore profond, les sables bitumineux et surtout le pétrole de schiste (également appelé “tight oil”, extrait par fracturation).
Ces sources nécessitent des méthodes d’extraction, de raffinage et de traitement beaucoup plus élaborées et coûteuses que le pétrole brut conventionnel onshore, ce qui a entraîné une hausse des coûts de production et d’exploitation.

(publié par J-Pierre Dieterlen)

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Les faillites pétrolières atteignent des niveaux inquiétants
 

Le cabinet d'avocats Haynes and Boone a récemment publié ses rapports actualisés sur les faillites dans le secteur de l'énergie. Ces rapports couvrent les producteurs nord-américains de pétrole et de gaz, les services aux champs pétrolifères et les faillites en milieu de chaîne, du début de 2015 à 2019.

Sur l'ensemble de la période de cinq ans, 208 producteurs de pétrole et de gaz ont déposé leur bilan depuis que le Oil Patch Bankruptcy Monitor de Haynes et Boone a commencé à comptabiliser les dépôts de bilan, impliquant environ 121,7 milliards de dollars de dettes globales.

Il y a eu une première vague de plus de 100 dépôts de bilan en 2015 et 2016, lorsque le krach pétrolier a poussé certaines entreprises au point de rupture. Avec la reprise des prix du pétrole après 2016, le nombre de dépôts de bilan est tombé à 24 en 2017 et à 28 en 2018.

Mais le quatrième trimestre de 2018 a vu une forte baisse des prix du pétrole, et cette baisse s'est poursuivie en 2019. Le nombre de dépôts en 2019 est donc remonté à 42.

Sur les 208 dépôts de bilan, le Texas est en tête de liste avec 94. Le Colorado et la Louisiane étaient loin derrière le Texas avec 11 dépôts chacun, tandis que New York était en quatrième position avec 10. Au total, le Canada a enregistré 18 faillites de producteurs de pétrole et de gaz.

Haynes et Boone ont également signalé que le secteur des services aux champs pétrolifères a été durement touché, avec 196 faillites sur la période de cinq ans. Le montant total de la dette globale administrée dans les faillites de services pétroliers au cours de cette période était d'environ 66 milliards de dollars. Le Texas a de nouveau été en tête avec 102 faillites.

Le secteur n'a pas été entièrement épargné, mais l'entreprise rapporte que seules 28 compagnies du secteur ont déposé leur bilan en vertu du chapitre 11 de la loi sur les faillites des aux États-Unis depuis 2015, ce qui représente environ 21,6 milliards de dollars de dettes garanties et non garanties cumulées (y compris les dettes des sociétés affiliées).

La firme écrit que les prix des matières premières resteront probablement difficiles pour les producteurs, notant que "le marché du pétrole semble résister à des augmentations soutenues en dépit de deux événements géopolitiques majeurs au Moyen-Orient - l'attaque de septembre 2019 contre les installations pétrolières de Saudi Aramco et les tensions accrues suite à l'attaque de drone du 7 janvier contre le général de division iranien Soleimani".

Nous pouvons maintenant ajouter l'épidémie croissante de coronavirus comme un défi pour les producteurs de pétrole, car elle a contribué à faire baisser les prix du pétrole de 10 % au cours de la semaine dernière. Si cette tendance se poursuit, et étant donné que les prix du gaz naturel se négocient également à des valeurs extrêmement basses, 2020 sera probablement une autre année de faillites pour les producteurs de pétrole et de gaz en difficulté financière.

 

par Robert Rapier

(publié par J-Pierre Dieterlen)

 

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Pétrole américain  : ce que l'on nous fait croire...

ANALYSE. Les Etats-Unis ont atteint ce mois-ci la production record de 13 millions de barils par jour. Ce n'est pas leur premier record mondial de production, mais le chiffre est rond, impactant et impressionnant. Derrière lui s'exprime une réalité très éloignée des nombreux commentaires habituels sur le sujet. Pétrole américain, ce que l'on nous fait croire, et ce à quoi il faut s'attendre. Par Gérard Vespierre (*) président de Strategic Conseils.

Les chiffres sont officiels et proviennent du ministère de l'Energie ou DoE (Department of Energy) à Washington. Plus précisément de l'Agence de l'information sur l'Energie, ou EIA (Energy Information Administration). Le chiffre de 13 millions de barils par jour, publié le 10 janvier, ne représente pas un pic de production sur un seul jour, mais la production moyenne pendant une semaine. Il s'agit donc d'un niveau réellement atteint.

Le graphique ci-dessous, publié par l'EIA, évoquée plus haut, visualise la lente baisse, sur 25 ans (1983-2008) de la production pétrolière américaine, en pétrole conventionnel, et la rapide hausse intervenue à partir de 2010 par la révolution technologique du pétrole de schiste.

 

 
 
 

pétrole US

 

La croissance et le premier rang mondial

Cette croissance, comme le montre ce même graphique, ne fut pas uniforme. Nous nous souvenons de la première réaction de l'Arabie Saoudite, qui décida d'augmenter sa production (2015-2016). Cette stratégie saoudienne avait pour but d'écrouler les prix du baril, et il descendit effectivement sous les 30 dollars. L'objectif était alors de faire sortir du marché « les producteurs non compétitifs », selon l'expression de Riyad, comprenons : les producteurs américains de pétrole de schiste.

Ces derniers ont su réagir rapidement pour abaisser leur coût de production, rationaliser leur exploitation, en diminuant leur production, et rester dans le marché. Ils pouvaient alors reprendre, dans la deuxième moitié de 2016, leur marche en avant.

Hormis cet épisode de réduction de production, les producteurs américains ont su mettre sur le marché, dans la période 2017-2019, annuellement et en moyenne, 1,4 millions de baril par jour, de plus. Cette augmentation de la seule production américaine représentant alors, pratiquement, la totalité de l'accroissement annuel de la demande mondiale....

Ce rythme de croissance allait permettre aux Etats-Unis de redevenir le premier producteur mondial de pétrole, en 2018. Mais ce nouveau leadership n'a jamais permis aux Etats-Unis d'inonder le monde de leur pétrole de schiste.

Les Etats-Unis inondent le monde de leur pétrole

Le nombre de fois où cette affirmation, complètement erronée, a été écrite, ou dite est absolument incroyable.

Le graphique ci-dessous montre la progression des exportations pétrolières. On y découvre tout d'abord, que le démarrage des exportations survient en 2015, soit 5 années après le début de l'exploitation de la technologie du schiste. Auparavant, les exportations étaient proches de zéro ! La raison essentielle de ce décalage réside dans le fait que les producteurs américains, depuis le premier choc pétrolier de 1973, devaient respecter l'interdiction fédérale d'exportation. L'administration Obama a donné le premier coup de canif dans cette législation, en autorisant l'exportation des « distillats légers ».

oil exports US

 

Les exportations ont dépassé le cap symbolique d'un million de barils par jour au cours de l'année 2017, donc tardivement. A l'exception de la « miraculeuse semaine » de fin décembre 2019, où les exportations ont dépassé les 4 millions de barils par jour, le niveau des exportations s'est situé autour de 3 millions de barils par jour, en 2019.

Vis-à-vis d'un marché mondial avoisinant les 100 millions de barils par jour, les exportations américaines ne représentent que 3% de la demande mondiale ! Où est l'inondation ? Nulle part. Parler d'inondation, ou continuer d'en parler est, au choix, une erreur d'analyse économique, ou un mensonge à connotation politique.

Les Etats-Unis sont devenus les maîtres des prix

Cette autre affirmation n'a rien à voir non plus avec la réalité. Il faut d'abord intégrer que le prix du pétrole, et ses fluctuations, proviennent de l'addition de l'analyse de trois domaines différents :

-       la situation de l'offre pétrolière (avec ses aléas, accident, mise à l'arrêt, et mise en production de nouveaux champs....)

-       la tendance de l'économie mondiale, et l'apport des nouvelles technologies énergétiques (la demande pétrolière)

-       les aléas géopolitiques, tensions, conflits, sanctions...

Dans une telle configuration de diversités, nul producteur, pas plus les Etats-Unis qu'un autre pays, ne peut, seul, assurer une maitrise des prix, si les mots ont un sens...

En outre, si les Etats-Unis sont devenus le producteur le plus important, devant la Russie et l'Arabie Saoudite, il y a ....17 autres pays dont la production dépasse le million de barils par jour, et qui exercent donc une influence sur le marché à titre individuel.

De plus, il ne saurait être question d'oublier l'association de producteurs qui a nom OPEP.... Les 14 pays membres, représentent 30% de la production mondiale, et les Etats-Unis, seulement 13%.

Ce sont les pays de l'OPEP, renforcée par la participation russe, qui depuis quelques années, gèlent ou baissent leur production afin de stabiliser ou faire remonter les prix du baril... ! L'OPEP avec la contribution russe représente alors plus de 40% de la production mondiale.

Ce jeu stratégique de baisse de la production, mené par l'OPEP et la Russie, contribue à augmenter la part de marché américaine. Les Etats-Unis ont pratiquement doublé, dans les 10 dernières années, celle-ci. De pratiquement 7% en 2010, ils ont atteint 13% de la production mondiale en ce début d'année.

Il ne saurait donc être question de minimiser l'influence des Etats-Unis sur le marché, et d'ignorer leur poids dans la détermination des prix. Mais, en aucun cas, ils en possèdent la maîtrise. L'OPEP et son allié russe contribuent fortement à la régulation de l'offre, donc à la régulation des prix.

Les Etats-Unis sont autonomes en pétrole

Cette troisième affirmation constitue le troisième volet du triptyque d'erreurs sur la situation pétrolière américaine.

Les Etats-Unis restent importateurs de pétrole comme l'illustre le graphique de leurs importations, ci-dessous.

Importations oil US

Celles-ci se situent actuellement autour de 6 millions de barils par jour. Une raison essentielle, et technique contribue à cette situation. Les raffineries américaines ont été construites autour de « process » optimisés pour des bruts plutôt lourds. En conséquence, les sociétés pétrolières préfèrent alimenter leurs usines avec cette qualité de brut, qui assure un rendement optimal à leurs unités de production de produits raffinés, .

On comprend alors mieux que le Canada, avec son brut lourd, soit le premier importateur sur le marché américain, et que le pétrole de schiste, plus léger soit proposé à l'exportation.

Il faut aussi souligner que les Etats-Unis, certes avec des volumes réduits par rapport aux précédentes décennies, continuent d'importer du pétrole d'Arabie Saoudite (600.000 barils par jour) et d'autres pays du Moyen-Orient pour un total de 1,2 million de barils par jour (statistiques de l'EIA).

L'idée selon laquelle il n'y aurait plus d'importations américaines de pétrole, en provenance de cette région, est donc également une erreur. Mais elle a l'avantage de venir en appui de la thèse (politique) du désengagement américain du Moyen-Orient!

En comparant le niveau moyen d'importation, et le niveau moyen d'exportation, on constate que les Etats-Unis restent un importateur net de pétrole, à un niveau moyen de 3 millions de barils par jour, soit 15% de leur consommation.

Si on met de côté les préférences techniques de qualité, il faudrait dans l'absolu que la production américaine augmente au minimum de ces 3 millions de barils par jour et passe de 13 à 16 millions de barils par jour, pour envisager une autosuffisance... théorique. Est-ce envisageable... ?

Les perspectives à moyen et long terme

Les projections de l'EIA situent l'augmentation de la production 2020 à environ 650.000 barils par jour.

Cette année devrait donc voir un ralentissement significatif de la croissance pétrolière américaine, divisée par 50%. Il ne s'agit nullement d'une baisse de la production, celle-ci va continuer à croître, mais moins vite que dans les années précédentes, où l'accroissement se situait entre 1 et 2 millions de barils par jour d'une année sur l'autre.

Cette nouvelle tendance devrait se maintenir l'année suivante, la production américaine devrait donc atteindre 13,6 millions de barils par jour d'ici la fin de cette année, et environ 14,3 millions de barils par jour fin 2021.

Et après ? On distingue qu'après ce ralentissement, la production américaine se dirigera naturellement vers un plateau, juste en-dessous des 15 millions de barils par jour.

Nous savons que le rendement des gisements de pétrole de schiste baisse plus rapidement que les puits de pétrole conventionnel. Il y a donc une absolue nécessité d'ouvrir toujours de nouveaux puits pour assurer la croissance, ou de développer de nouvelles technologies pour améliorer les rendements des puits existants. Mais ces ouvertures ne peuvent augmenter continuellement, dans les périmètres connus et exploités du sol américain. Il faudrait donc soit que les Etats-Unis découvrent de nouveaux territoires d'exploitation de pétrole de schiste sur le continent (ce qui est peu probable), soit prennent l'option de regarder au-delà du continent, et se dirigent vers le plateau continental, et donc l'off-shore.

Cette dernière stratégie est en train d'être évaluée, et des permis de recherche off-shore sont envisagées sur l'ensemble de la périphérie côtière américaine. Cet ensemble couvre l'Alaska, la côte pacifique, le golfe du Mexique et la côte Atlantique. Les procédures administratives fédérales sont en cours.

Si une telle stratégie était validée, et se révélait positive en termes de nouvelles découvertes significatives, les Etats-Unis seraient alors sur la route de l'indépendance pétrolière, après avoir atteint celle de l'indépendance gazière.

Si ces recherches off-shore se révélaient infructueuses, ou globalement décevantes, la production pétrolière américaine serait alors irrémédiablement amenée à décroître. Mais cette décroissance surviendrait au moment où la demande mondiale en pétrole serait elle-même amenée à plafonner, voire à décroître.

Les années à venir vont donc être particulièrement passionnantes dans le domaine de la stratégie énergétique, américaine et... mondiale!

Mais pour en faire une analyse correcte, il conviendra non pas de se laisser aller à des idées faciles mais d'identifier les faits véritables!

 

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(*) Gérard Vespierre, diplômé de l'ISC Paris, Maîtrise de gestion, DEA de finances, Paris Dauphine. Auteur du site www.le-monde-decrypte.com

Le problème du gaz du bassin Permien s'aggrave

« Le bassin Permien – principal gisement de pétrole de roche-mère (dit « de schiste ») aux États-Unis – fournit de plus en plus de gaz (non désiré) par rapport au pétrole. Du fait de sa faible valeur liée à sa surabondance, une large part de ce gaz est brûlée (« torchée ») en sortie de puits et les producteurs doivent parfois payer pour qu'une partie soit acheminée vers des régions où il pourra être consommé.

Le problème de la surabondance de gaz s'accentue avec le ralentissement des forages car les puits « de schiste » produisent beaucoup de pétrole en début d'exploitation mais la productivité tombe rapidement (de 70% la première année). Le volume de gaz par baril de pétrole extrait augmente donc avec le vieillissement des puits.

Cette évolution accentue encore les difficultés financières de l'industrie du schiste, déjà sous tension, ainsi que son empreinte carbone, avec des volumes croissants de gaz torché. » Maxence Cordiez

(publié par J-Pierre Dieterlen)

 

https://www.bloomberg.com/news/articles/2019-12-24/permian-gas-problem-just-gets-worse-as-shale-drilling-slows-down

Les producteurs du bassin permiens ont du mal à maintenir le niveau production

«Une étude publiée aujourd'hui par IHS Markit[1] montre que le taux de déclin des puits de pétrole de roche-mère dans le bassin Permien (principal gisement de pétrole « de schiste » aux Etats-Unis) a fortement augmenté, obligeant les producteurs à forer davantage de puits pour maintenir le niveau de production.

Selon l'institut, le taux de déclin de base des puits dans le bassin Permien serait passé de 34% en 2018 à 40% en 2019.

IHS Markit s'attend à un ralentissement de la croissance des extractions de pétrole non conventionnel aux Etats-Unis en 2020, avant un début de stagnation en 2021.

Cette information est particulièrement importante car c'est essentiellement le pétrole de roche-mère américain qui répond à la hausse de la demande mondiale, la somme du pétrole conventionnel (en déclin) et des liquides de gaz (en croissance) stagnant plus ou moins.» Maxence Cordiez

Ce fut un jour historique pour les producteurs américains de schistes et les perspectives s'assombrissent.


Un article signé Adam Button ( @FX_Button analyste et rédacteur en chef chez ForexLive )


Traduction :


"Gardez un œil sur le schiste
Le boom des schistes est en train de s'effondrer tranquillement.
Sur le marché de l'énergie, on accepte de plus en plus que la marée monte sur le schiste.


Aujourd'hui, les actions de sociétés vedettes du shale comme Occidental et Diamondback Energy se sont effondrées à des creux à long terme.
OXY a atteint son plus bas niveau depuis 2009 tandis que Diamondback (FANG) a tracé un modèle de tête qui a atteint son plus bas niveau depuis 2016. Il a chuté de 90 $ aujourd'hui à 77 $, ce qui représente sa plus forte baisse en pourcentage après avoir annoncé qu'il manquera les prévisions de production l'an prochain, malgré des plans visant à dépenser à peu près le même montant d'argent en forage.


Plus tôt cette année, les prévisionnistes insistaient sur le fait que les États-Unis allaient atteindre une production de 15 à 17 millions de barils par jour dans 2 à 3 ans.


Aujourd'hui, le pionnier du shale Chesapeake Energy a averti qu'il pourrait faire faillite.


Maintenant, le script est à l'envers. Les prévisions d'atteindre 13mbpj au 4ème trimestre sont en train d'être tranquillement abandonnées. Les derniers chiffres font état d'une production de 12,6 mbpj et d'une modeste hausse à venir. L'an prochain, Goldman Sachs a réduit son estimation de croissance de la production de 1,0 mbpj à 0,7 mbj.


Aujourd'hui, lors de sa conférence téléphonique trimestrielle, Mark Papa, PDG de Continental Resources, a déclaré ceci :

Je vais maintenant vous faire part de quelques réflexions au sujet de l'ancienne image macroéconomique et les relier à la stratégie du centenaire. Lors d'une conférence des investisseurs en septembre, j'ai prédit que la croissance annuelle totale du pétrole aux États-Unis en 2020 serait de 700 000 barils par jour, ce qui, à l'époque, était considérablement inférieur au consensus.

Compte tenu des données supplémentaires, je pense maintenant que la croissance du pétrole d'une année à l'autre en 2020 sera d'environ 400 000 barils par jour, ce qui est inférieur au consensus actuel.


Selon les EIA 914, la production américaine est restée essentiellement stable pendant neuf des dix derniers mois consécutifs et elle devrait légèrement baisser au cours des six prochains mois. La plupart des gens décriront la faible croissance américaine par rapport à la discipline du capital, mais je pense que la raison principale est ce dont je parle depuis plusieurs années. Le passage aux emplacements de forage des niveaux 2 et 3 dans toutes les zones de schistes et l'augmentation des problèmes dans le Permien. Je noterai également qu'il ne s'agit probablement pas seulement d'un événement de 2020. Je crois que la production brute de schistes aux États-Unis, d'une année sur l'autre, sera considérablement moins importante en 2021 que ce que la plupart des gens prévoient actuellement. Je laisserai à d'autres le soin de se prononcer sur ce que cela signifie pour les marchés pétroliers mondiaux.

Le chef de la direction de Pioneer Natural Resources, Scott Sheffield, a eu un point de vue similaire mardi, disant qu'il s'attend à ce que le bassin Permien, le principal champ de schistes des États-Unis, "ralentisse considérablement au cours des prochaines années...."


Je ne pense pas que l'OPEP doive s'inquiéter davantage de la croissance à long terme des schistes aux États-Unis."

Ce qui est crucial ici, c'est que les attentes de croissance de l'offre américaine ont freiné l'investissement mondial dans le pétrole. Pendant ce temps, la demande continue d'augmenter.


Si le schiste diminue ou même s'effondre, les prix du pétrole brut dépasseront de beaucoup les niveaux actuels.


M. Sheffield a déclaré qu'il était de plus en plus optimiste quant au fait que nous sommes probablement au bas de l'échelle des prix du pétrole.
C'est un thème sur lequel j'ai déjà écrit et qui continue de gagner du terrain.
S'il se concrétise, il faut s'attendre à d'importantes rentrées d'argent en dollars canadiens, en couronnes norvégiennes et dans d'autres pays exportateurs de pétrole, à mesure que les investissements retourneront aux sources traditionnelles de pétrole brut."


(publié par Joëlle Leconte)

 

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10158706527427281

bientôt, LE pétrole n'existera plus

 
 
 

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 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

pour info, copie d'un internaute sur le blog de Mathieu Auzanneau :

 

 

« Donc la tendance à long-terme est vers une augmentation des cours du brut pour compenser les couts d’exploration et de développement qui ont sérieusement augmente »

A court terme, c’est peut-être ce qui se passe, mais à long terme, non. On a tellement été biberonné à l’idée que le prix était le signal de la rareté qu’on ne sait plus raisonner autrement – et soit dit en passant, cela explique aussi pourquoi l’immense majorité des gens et des décideurs ne comprend pas pourquoi on a déjà un problème d’approvisionnement en pétrole aujourd’hui, puisque les cours du brut ne crèvent pas le plafond…

Si la tendance à long terme était celle que vous décrivez ici, les cours du brut seraient déjà passés au-dessus de $150 ou $200 le baril et s’y maintiendraient de manière durable, car les investissements en exploration et développement des compagnies pétrolières ont littéralement explosé il y a déjà, en gros, une décennie. Or ce n’est pas ce qui s’est passé. Ce qui s’est passé, c’est que – alors que le prix du baril de brut était déjà nettement au-dessus de $100 – les compagnies pétrolières ont coupé dans leurs investissements, de manière massive mais sélective, pour ne garder que ceux de leurs investissements qui étaient rentables avec un prix du brut inférieur à $100 ou $120 le baril – estimant que le prix du baril ne monterait pas beaucoup plus haut que cela à court ou moyen terme, et donc qu’il n’y avait aucune chance que ces investissements soient un jour rentables. D’après l’AIE, on devrait d’ailleurs voir le résultat de ce désinvestissement massif dans les 5 ou 6 ans qui viennent (à savoir : l’AIE nous annonce une contraction de la production pétrolière mondiale, d’ici 2025, véritablement effrayante !)

Et en fait, c’est assez logique : la société utilise du pétrole pour faire à peu près tout et n’importe quoi (y compris n’importe quoi, certes, mais surtout, à peu près tout : pensez à la logistique de transport de tous les biens que nous consommons, de nos services de santé, de notre gestion des déchets, etc.). Pour que le prix du brut augmente de manière tendancielle à long terme (et en dollars constants, bien sûr), il faudrait que la société soit en mesure de payer ce prix plus élevé sans réduire significativement sa propre demande de brut. Or ça, c’est hautement improbable, précisément parce qu’on utilise du pétrole pour faire à peu près tout, et donc parce que le prix du pétrole entre dans les coûts de production d’à peu près tous nos biens et services (et l’on ne peut pas augmenter, hors inflation, tous les salaires pour compenser cette hausse généralisée des coûts de production). Donc, si le prix du brut se maintient à un niveau trop élevé, la société réduira sa demande de biens et services fabriqués à partir de pétrole, et donc réduira sa demande de brut, jusqu’à ce que le prix du brut redescende à un niveau qui lui est supportable (seul contournement à ce mécanisme, qui soit connu à ce jour : du crédit quasi gratuit et quasiment illimité de type Quantitative Easing… mais ça, dans notre système actuel, ça ne dure qu’un temps). Or réduire la consommation globale de biens et services, cela veut dire réduire globalement notre production économique. La réduction de la demande de brut sera donc inévitable (en fait, on l’observe déjà depuis 2005-2006, sous la forme d’une limitation de la croissance de la demande, car la production de pétrole fait déjà face à une limite à sa propre croissance depuis ce moment-là), et elle empêchera le prix du brut de crever durablement le plafond.

Le mécanisme que je viens d’expliquer a plusieurs conséquences, parmi lesquelles :

(1) Les alternatives au pétrole qui sont significativement plus chères que le pétrole le resteront. Croire que l’on passera aux « énerjy-renouv’lables », qui deviendront rentables dès que le pétrole sera suffisamment cher, est une vue de l’esprit, là encore due au fait d’avoir été biberonné au prix = signal de la rareté.

(2) A partir du moment où les quelques champs supergéants qui alimentent une bonne part de la consommation de pétrole mondiale d’aujourd’hui entreront structurellement dans leur phase de déclin (qui suit naturellement leur phase de maturité), la combinaison de la hausse au coût moyen croissant de l’extraction du pétrole et de la baisse de la production totale de pétrole (car même l’AIE le dit dans son dernier World Energy Outlook : le non-conventionnel sera incapable de compenser le déclin géologique du conventionnel une fois celui-ci réellement enclenché) provoquera une récession économique beaucoup plus prononcée que ce qu’on n’imagine généralement. Cette récession aura d’ailleurs pour effet à plus ou moins court terme de réduire la demande jusqu’à faire redescendre le prix du brut à un niveau supportable, et donc, entre autres, à maintenir la part du non-conventionnel dans la production totale à un niveau pas si différent de celui d’aujourd’hui (car sinon, le prix moyen de production du pétrole monterait trop par rapport à ce que l’économie peut payer pour acheter ce pétrole). Et à mesure que la production conventionnelle déclinera, la demande devra suivre le mouvement, contrainte et forcée, faisant des yo-yos autour de l’offre déclinante, et provoquant des cycles de pics et de creux de prix du brut.

(3) Le cas du gaz est particulier : il est plus cher, sans être radicalement plus cher, que le pétrole. Pour certains des usages pétroliers, on peut substituer le gaz au pétrole, mais pas pour tous. Contrairement au pétrole, qui est une énergie mondiale, le gaz est encore aujourd’hui une énergie essentiellement régionale (les derniers chiffres que j’avais, c’était : 2/3 du pétrole produit dans le monde traverse au moins une frontière, contre un gros quart du gaz). Cela s’explique par la physique, et les coûts de transport rapportés aux coûts d’extraction que cette physique impose : faire un demi-tour de Terre à un baril du pétrole conventionnel coûte quelques pour cent de son coût d’extraction ; dans le cas du gaz, le coût du transport peut aller jusqu’à 5 à 10 fois le coût d’extraction).


Est-ce que le gaz deviendra une énergie mondiale quand production et consommation de pétrole se mettront à décliner de manière structurelle à l’échelle mondiale ? Je peux me tromper, bien sûr, mais je suis très dubitatif. Précisément parce qu’utiliser massivement du gaz en substitution du pétrole, pour les usages actuels du pétrole, renchériront ces usages, ce qui ne sera supportable pour la société que si ces usages sont marginaux. Je suis d’autant plus dubitatif, d’ailleurs, que d’après les géologues pétroliers qui, les premiers, ont prédit avec justesse le pic mondial de pétrole conventionnel, le pic géologique de gaz conventionnel devrait suivre le pic de pétrole d’environ 10-15 ans… en l’absence de substitution pétrole vers gaz ! Et évidemment, une telle substitution précipitera le pic gazier… voire accentuera le déclin du gaz une fois celui-ci entamé.


Est-ce que le gaz pourra servir d’amortisseur au déclin pétrolier avant de voir sa production décliner à son tour ? C’est possible, mais à mon avis, le déclin de la production pétrolière s’annonce tellement violent que je serais extrêmement surpris que le gaz arrive à compenser quoi que ce soit, du moins au-delà de quelques années. Autrement dit, je serais très surpris que la société se rende compte que le gaz fait effectivement office d’amortisseur et que sa situation serait encore pis si on n’avait pas le gaz. En plus, là encore, la proximité du pic gazier et du pic pétrolier implique que cet amortisseur, s’il est possible, ne pourra avoir qu’une durée de « vie » limitée…

Aux Etats-Unis, le pétrole de schiste à l'heure des doutes

 
 
 
 

 

ANALYSE - La révolution de la fracturation hydraulique, qui a fait des Etats-Unis une superpuissance pétrolière en quelques années, nécessite des investissements gigantesques pour une rentabilité encore incertaine. Sous perfusion de Wall Street, le secteur reste très fragile.

La police a conclu à un accident, mais beaucoup continuent à croire au suicide. L'homme venait tout juste d'être inculpé par la justice américaine pour avoir tenté de manipuler le prix du gaz et du pétrole. Il est monté dans sa Chevrolet Tahoe et a appuyé sur l'accélérateur. « On dirait qu'il s'est jeté directement contre le mur », a lâché le capitaine de la police d'Oklahoma. Légende de l'industrie des gaz de schiste aux Etats-Unis, Aubrey McClendon était le premier à avoir cru à la fracturation hydraulique , le fondateur de Chesapeake, l'un des plus gros producteurs du pays.

 
 
 

C'était aussi un génie des montages financiers hasardeux permettant de lever de l'argent sans jamais en gagner. Si bien que deux ans après l'accident, les avocats et créanciers qui s'échinent à démêler ses affaires, continuent de s'interroger : est-il mort richissime ou bien ruiné ?

Difficile de ne pas voir dans ce destin flamboyant l'allégorie d'un secteur où l'argent coule néanmoins à flots depuis des années sans qu'il ait jamais prouvé sa rentabilité. Dix ans après la révolution du schiste américain, analystes et experts demeurent bien en peine d'affirmer si extraire le pétrole et le gaz par fracturation hydraulique rapporte de l'argent. Dans son dernier livre, « Saudi America » , la journaliste la plus redoutée de Wall Street, Bethany McLean, qui fut la première à dénoncer les malversations d'Enron quand tout le monde criait au génie, dresse un diagnostic cruel. Sous perfusion continue de Wall Street, le secteur est, selon elle, incapable de tenir sur ses jambes. Et  c'est sous nos pieds que la prochaine crise couve.

Accueilli comme un sauveur

Lorsqu'il a fait son apparition à la fin des années 2000, le gaz de schiste a pourtant été accueilli comme un sauveur outre-Atlantique : investisseurs et politiques étaient alors convaincus que les réserves de pétrole et de gaz allaient rapidement s'épuiser. Jusqu'à ce qu'un  inconnu nommé George Mitchell prouve qu'il était possible d'en extraire de grandes quantités d'un sol que l'on pensait stérile, en y injectant horizontalement du liquide à haute pression. Un bouleversement qui a transformé en quelques années le pays en une superpuissance pétrolière et bousculé les équilibres géopolitiques mondiaux.

 

Les Etats-Unis sont désormais les plus  gros producteurs de gaz et de pétrole au monde et sont même brièvement devenus exportateurs nets de pétrole il y a quelques jours. Au point que Donald Trump se plaît à rêver d 'indépendance énergétique . « Tout ce qui n'est pas pérenne économiquement, qu'il s'agisse des dotcom qui perdent de l'argent ou des crédits immobiliers subprime, finit par connaître une fin malheureuse »,  prévient toutefois Bethany McLean.

 
 

Car la fragilité du schiste tient précisément à son mode d'extraction. Les puits forés par fracturation hydraulique s'épuisent vite : selon la Fed régionale de Kansas City, la production des puits dans le bassin du Bakken (Dakota) diminue de près de 70 % la première année, et de plus de 85 % dans les trois ans, contre un recul de 10 % par an pour un puits conventionnel. « Pour maintenir une production d'un million de barils par jour, il faut jusqu'à 2.500 puits de schiste, écrit la journaliste. En Irak, moins d'une centaine suffit. »  Les puits sont, certes, moins onéreux à construire qu'une plate-forme offshore, mais leur durée de vie est très courte. Pour continuer à croître, ou simplement maintenir la production à un niveau constant, les producteurs de schiste n'ont d'autre choix que de forer en permanence. Et pour forer, il faut du cash. L'accès au financement est donc crucial.

Des producteurs très endettés

Dans un environnement de taux nuls, cela n'a guère posé de problèmes depuis dix ans. Grâce à la politique ultra-accommodante de la Fed, le secteur s'est financé gratuitement sans jamais avoir besoin de gagner de l'argent, les remboursements d'intérêts progressant deux fois moins vite que les montants empruntés. Entre 2005 et 2015, la dette des producteurs nord-américains a donc triplé à 200 milliards de dollars. Il est probable que sans la crise de 2008 et la politique monétaire de Ben Bernanke, le schiste n'aurait jamais vu le jour.

Opérant sur des cycles très courts, le secteur est en outre démesurément sensible aux variations de prix. Lorsque le brut tombe à 30 dollars le baril  comme ce fut le cas début 2016, les puits doivent fermer . Mi-2016, les producteurs américains et canadiens perdaient en moyenne 350 millions de dollars par jour, selon le cabinet AlixPartners. Et à la fin de l'année, le nombre de puits en exercice avait reculé de plus de 65 %. Ce qui n'a pas empêché l'industrie de lever plus de 110 milliards de dollars de capital et de dette cette année-là, selon Dealogic, soit davantage que l'année précédente. Non pas pour investir, mais pour refinancer la dette.

Symétriquement, la force des producteurs de schiste est de pouvoir rapidement s'adapter. Après l'effondrement du brut en 2016, l'industrie a réduit ses coûts, innové, développé de nouvelles technologies. « Le prix de revient a été considérablement abaissé », insiste Brian Youngberg, analyste chez Edward Jones. Plusieurs grands producteurs comme EOG ou Continental Resources ont même commencé à gagner de l'argent en 2018, portés par la hausse du brut, qui a gagné près de 25 % au cours des neuf premiers mois de l'année. De leur propre aveu, il est difficile de rester rentable quand le brut passe sous les 50 dollars le baril.

Alors que les prix ont recommencé à baisser et sont passés lundi sous les 50 dollars pour la première fois depuis plus d'un an, la pression sur les producteurs va s'accroître à Wall Street. Certains hedge funds, comme Greenlight ou Kynikos, sont convaincus depuis longtemps que le secteur n'est pas viable. Pour eux, il n'y a guère de doute : Aubrey McClendon est mort ruiné.

 

Elsa Conesa / Correspondante à New-York Le 18/12/2018 à 15:55

La raréfaction prochaine des combustibles fossiles va contraindre de hâter la transition énergétique

 

 

 

Un commentaire d’internaute sur le site « oil man » (Auzanneau) :


« le caractère épuisable de la ressource ne serait plus déterminé essentiellement par des paramètres physiques »: inutile d’aller plus loin.
Le délire habituel du « y en a plein (ça c’est vrai), c’est juste une question de prix pour aller le chercher (ça c’est faux) ».

Il y a un biais fondamental que peu de gens voient dans l’économie de l’extraction pétrolière qui est de penser que c’est le prix du baril qui détermine la rentabilité d’un gisement.

Depuis environ 100 ans, on ne fait plus de trou avec des pelles et des pioches et des bonhommes qu’on peut payer avec du papier imprimé. Ce sont des machines qui font des trous, des compresseurs qui fracturent, des camions, etc. Et ce sera de plus en plus vrai, surtout pour les gisements restants (compact, deep offshore, sub-arctique, etc.). Or les machines ont besoin de kWh (essence, electricité, gaz, peu importe).
Donc en première approximation, faire un trou pour chercher du pétrole (ou du gaz), c’est d’abord consommer de l’énergie.

Ensuite on ne cherche pas du pétrole en tant que kérogène pour faire de la chimie fine à haute valeur ajouté, on cherche de l’énergie (un truc qui brûle). – OK on en utilise un peu pour la chimie, mais ce n'est pas le gros du marché.

Donc en résumé, je consomme des kWh pour faire un trou duquel va sortir des kWh. Tant qu’il sort plus de kWh du trou que j’en ai utilisé (en moyenne sur plein de trous), c’est le prix du marché qui compte (je vends le différentiel sur les marchés et je paye avec du papier mes ouvriers, mes actionnaires, rembourse l’emprunt bancaire, arrose le dictateur local qui me laisse faire, etc.). Plus le prix du baril il est élevé, plus je peux me permettre un différentiel faible (le fameux « critère économique » de l’article).

Question: que ce passe-t-il lorsqu’il sort moins de kWh du trou que ce qu’on a utilisé pour le faire car il faut plus de « technologie » (en réalité: plus de machines et d’énergie pour aller fracturer et sucer le jus dilué)?


Ben c’est simple, on arrête de faire des trous. Indépendamment du prix de l’énergie (même à 1 M$ le baril, vous utilisez le pétrole ou l’énergie en général que vous avez pour faire des trucs utiles).

Ce serait à peu près aussi con que de brûler des diamants dans une machine à vapeur qui creuserait une mine pour extraire des diamants.

En résumé: qu’il reste plein de pétrole/gaz/charbon dilué sous terre, je n’ai aucun problème avec les experts qui prétendent cela.


Ce que je peux affirmer en tant que physicien c’est qu’on n’ira pas le chercher tout simplement parce que l’opération ne sera pas énergétiquement rentable (rien à voir avec l’économie), et comme le dit si bien Jancovici « les lois de la physique sont de vraies lois ».
On peut tricher en économie (créer de la monnaie, effacer des dettes), pas avec la physique (créer et faire disparaitre des trucs, ça s’appelle la magie).

 

Philippe

Patrick Pouyanné, PDG de Total : « Après 2020, on risque de manquer de pétrole »
 
Le patron du groupe pétrolier estime que les investissements dans les hydrocarbures ne sont pas repartis depuis le pic de 2014.
 
A la veille de la publication des résultats 2017 du groupe pétrolier, jeudi 8 février, le PDG de Total, Patrick Pouyanné, annonce un bénéfice supérieur à 10 milliards de dollars. Le prix du baril a fortement augmenté. Comment cela se traduira-t-il dans les résultats 2017 de Total ?
Le résultat net sera de près de 30 % supérieur à celui de 2016 [qui était de 8,3 milliards de dollars] . Ces bons résultats sont le fruit de trois éléments : discipline sur les dépenses, croissance de la production et hausse des prix du brut. Le plus important, c'est l'avenir. Depuis deux ans, Total a profité de prix bas pour regonfler ses réserves de 5 milliards de barils payés 2,5 dollars [2 euros] le baril, avec l'acquisition du danois Maersk Oil, la concession ADCO à Abou Dhabi ou l'alliance stratégique avec Petrobras au Brésil.
 
Ces opérations assureront une hausse moyenne de la production de 5 % par an jusqu'en 2022. Nous nous sommes aussi renforcés dans le gaz naturel liquéfié [GNL] en rachetant l'activité d'Engie, ce qui place Total au deuxième rang mondial, avec 10 % du marché.
 
Après avoir beaucoup investi, le groupe verra son cash-flow augmenter tout en conservant sa discipline d'investissement, parce qu'on ne maîtrise pas les prix du pétrole. Enfin, nous allons continuer d'investir dans les énergies renouvelables avec la volonté de plus en plus affirmée de produire de l'électricité à partir du gaz et des renouvelables, et de la vendre, sur la base d'un constat simple : la demande en électricité croît plus vite que la demande moyenne en énergie.
 
Y a-t-il un risque de pénurie à l'horizon 2020 - et donc de flambée des prix du pétrole -, faute d'investissements suffisants en 2015-2017 ?
 
Les grands investissements de l'industrie « oil & gas » n'ont pas encore repris. On est autour de 400 milliards de dollars dans l'exploration-production [plus de 750 milliards au pic de 2014] . Après 2020, on risque de manquer de pétrole. La demande progresse très vite, et même deux fois plus vite ces trois dernières années que lors des trois années précédentes.
 
C'est un fondamental : quand les prix du brut sont bas, l'industrie investit moins mais on consomme plus. Mais entre le moment où l'on décide d'investir et celui où l'on produit le premier baril, il s'écoule plusieurs années. L'équilibre offre-demande est donc délicat, ce qui explique les cycles et la volatilité. Il n'est pas écrit que le baril va rester à son niveau de 70 dollars, et nous travaillons sur des scénarios de replis à 50 dollars. Il reste beaucoup d'inconnues sur les marchés pétroliers.
 
Pour un groupe comme Total, Donald Trump est-il un handicap ou une aubaine ?
 
Au forum de Davos, Donald Trump a invité une quinzaine de patrons européens à dîner. J'ai parlé à un président d'abord soucieux de l'avenir de son pays, pas à un « homme d'affaires » comme on le décrit parfois. Au fond, il n'a jamais dévié de sa ligne « America first », la seule chose qui compte à ses yeux.
 
« Le gaz se porte bien, ce qui est une bonne nouvelle pour les défenseurs du climat, car il émet deux fois moins de CO2 que le charbon. »
 
Jean-Michel Bezat, Nabil Wakim
 
(publié par J-Pierre Dieterlen)
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chauffe eau solaire 66 21/04/2020 09:58

Cet état de fait et la faillite attendue de certains spécialiste du schiste ne risque t il pas d'entrainer une faillite bancaire de masse ?

ottolilienthal 22/04/2020 07:54

en théorie oui, en pratique non je pense : la FED et toutes les banques centrales faisant tourner la "planche à billets" à pleins pots..et donc in fine, une crise monétaire..