Les pétroles non conventionnels américains face à la chute des prix

Photo Thierry Salmona / Directeur général Innovation, Recherche & Technologie, Support Business, Imerys / April 7th, 2016

La chute des prix du pétrole qui s’est produite à l’automne 2014 a considérablement changé la donne pour les pétroles non conventionnels américains. En coûts complets, ceux-ci se situent dans le troisième quartile des pétroles mondiaux les moins chers à produire. Le prix actuel de 50 à 60 dollars par baril limite le nombre de nouveaux forages qui peuvent être réalisés de façon économiquement raisonnable. Une baisse de plus de moitié de l’activité de forage aux États-Unis s’en est suivie. Ce niveau de prix bas du pétrole n’est pas compatible avec l’approvisionnement du monde à long terme. Mais les prix peuvent se maintenir à un niveau bas pendant le temps nécessaire d’une part à la baisse des stocks, d’autre part à la baisse des productions américaines de brut, lesquelles décroissent désormais de façon lente mais régulière. Les courbes de déclin des puits non conventionnels sont plus rapides que celles des puits traditionnels et les prix de production à court terme sont supérieurs à la plupart de ceux des pétroles traditionnels. Cela va conduire à des adaptations rapides de l’industrie et des productions. Les productions vont se stabiliser à court terme puis décliner, contribuant parallèlement à la poursuite de l’augmentation de la consommation mondiale, à l’équilibre du marché et au raffermissement des prix. En l’absence du rôle régulateur que l’OPEP a désormais cessé de jouer, les pétroles non conventionnels américains peuvent ainsi devenir le facteur d’équilibre du marché. Dans le même temps l’industrie a déjà commencé à s’adapter très rapidement et la possibilité de baisse des coûts va jouer un rôle très important dans l’évolution.

Depuis le début de l’année 2010, les pétroles dits non conventionnels nord-américains sont venu ajouter, en rythme instantané, une production de brut de 5 à 6 millions de barils par jour environ (pétrole et condensats) portant la production mondiale de pétrole (hors OPEP) de 52 à 57,5 millions de barils par jour entre 2010 et 2015. Ces quantités s’ajoutent aux 6,3 millions de barils (équivalent pétrole) de gaz produits par les mêmes techniques non conventionnelles. Dans le même temps, la consommation mondiale de pétrole évoluait de 88 à 92 millions de barils par jour.

Jusqu’à l’automne 2014, ces productions supplémentaires n’ont pas eu d’impact sur les cours du brut. La demande et l’offre sont restées plus ou moins équilibrées pendant cette période. Toutefois, depuis le début de l’année 2014, les productions ont été significativement supérieures aux consommations. Ces dernières sont restées moins vigoureuses que prévu avec des prévisions régulièrement révisées à la baisse tandis que le rythme annuel moyen de production ne cessait d’augmenter.

Sur période plus longue, un tel déséquilibre a déjà existé. Les prévisions de l’EIA sont qu’il faudra attendre l’année 2017 pour retrouver le retour à l’équilibre.

Pour se faire une idée de l’impact possible de cet accroissement de la production aux États-Unis, on peut aussi remarquer que ces cinq à six millions de barils supplémentaires ont été retirés du commerce international puisque produits aux États-Unis et consommés localement. Ils sont une fraction significative des 56 millions de barils jours échangés régulièrement dans le monde.

Dans ces conditions, il est légitime de se demander si la production de pétroles non conventionnels nord-américains est destinée à se poursuivre ou si, faute de rentabilité suffisante des investissements, cette production est destinée à s’arrêter. Pour tenter de répondre à la question, regardons le positionnement des non conventionnels américains dans l’approvisionnement global du monde en pétrole, et les évolutions possibles de celui-ci.

Comment se forment les prix
Selon la théorie économique, sur un marché où l’offre est égale à la demande, le prix d’une commodité est le prix de la ressource la plus chère disponible pour satisfaire une demande additionnelle. Les prix pourraient donc « en théorie » être représentés et prévus par une courbe qui présente les diverses sources possibles d’approvisionnement par ordre de prix de revient croissant. Cette courbe est assez bien représentée ci-dessous.

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Prix de revient du baril de brut, par source d’approvisionnement
Source : Advancy Consulting, EIA, Imerys Analysis. Les coûts présentés sont les coûts à long terme. Ils représentent les prix du brut nécessaires pour déclencher des décisions d’investissement.

La lecture de ce graphique est simple : les 25 millions de barils les plus économiques sont produits au Proche-Orient, à un coût compris entre 5 et 25 dollars le baril, les 15 suivants sont produits par les autres gisements conventionnels. Viennent ensuite les extractions de l’Arctique, les hydrocarbures de récupération assistée (Enhanced Oil Recovery ou EOR) et la Russie. Les non conventionnels américains se situent dans la catégorie suivante, qui va de l’offshore profond aux pétroles de la mer du Nord. Viennent ensuite les sables bitumineux canadiens, aujourd’hui considérés comme la ressource la plus chère.

Les coûts de production ci-dessus sont indicatifs. Le bas des rectangles indique les coûts des champs les meilleurs dans la zone considérée, et le haut des rectangles les coûts des champs les pires dans la zone considérée. Les chiffres correspondent en gros à la situation qui prévalait jusqu’à 2014. Les points bleus sont la moyenne de la zone considérée. Depuis, certains coûts de production ont été adaptés par l’industrie. C’est notamment le cas pour les pétroles non conventionnels américains.

Le mérite de cette présentation est de faire apparaître la fourchette de prix de production et le prix moyen. Les non conventionnels américains se situent entre 50 et 75 dollars par baril, avec une moyenne de 62.

Le prix de revient de la ressource la plus chère nécessaire pour satisfaire à l’approvisionnement mondial est entre 80 et 100 dollars par baril. Tant que le système était équilibré (autrement dit tant que les producteurs les moins chers adaptaient leur production pour équilibrer le marché et maintenir les prix, rôle joué par l’OPEP jusqu’à mi-2014), le prix du pétrole se situait dans ces environs, à quelques variations près liées aux mouvements de stocks. Dans l’hypothèse où la consommation mondiale de pétrole continue à croître lentement comme on le constate depuis des années, le prix à long terme nécessaire pour maintenir les approvisionnements à long terme devrait donc se situer autour de 90 dollars.

Les pétroles non conventionnels américains se situent dans le troisième quartile des ressources les moins chères à produire. Autrement dit, ils deviennent non compétitifs après qu’un quart à un tiers environ des ressources de la planète le sont devenues. Dans ces conditions, l’investissement dans les non conventionnels américains et dans toutes les industries associées a paru raisonnable aux sociétés pétrolières, aux parapétroliers et aux banques prêteuses. D’où le succès et la croissance constatée de leur production aux États-Unis.

Le nouveau contexte
Que s’est-il passé en 2014 ? La consommation a augmenté plus faiblement qu’escompté. Les pays OPEP et non OPEP ont augmenté leur production tout au long de l’année. Le monde non OPEP a augmenté sa production d’une quantité à peine supérieure à l’accroissement des productions américaines, cependant que les pays de l’OPEP augmentaient leur production, l’Arabie Saoudite cessant de jouer son rôle d’amortisseur.

Ces deux phénomènes ont produit une remontée des stocks très forte depuis le début du mois de janvier 2014, après une période pendant laquelle ils avaient plutôt tendance à baisser.

Résultat : au prix actuel du baril de pétrole, environ 40% des productions mondiales ne sont pas rentables : les hydrocarbures non conventionnels, mais aussi certains pétroles russes, une bonne partie des pétroles de la mer du Nord, etc.

On pourrait en déduire que le prix actuel n’est pas soutenable à très long terme. C’est encore plus vrai si on regarde non plus les coûts de production mais les prix nécessaires pour équilibrer les budgets des pays de l’OPEP : ceux-ci ont besoin d’un baril à 60 dollars minimum pour le Koweit, et plutôt autour de 100 en moyenne. Le maintien des prix au niveau actuel n’est donc pas envisageable sur très longue période.

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Prix nécessaires aux pays de l’OPEP pour équilibrer leur budget

Les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie remontent doucement vers un court du brut se rapprochant de 60 dollars en 2017, un prix autour duquel les investissements dans les non conventionnels redeviennent attractifs.

À court terme ce sont les coûts directs hors amortissement qu’il faut considérer. C’est la raison pour laquelle les productions se maintiennent. Mais, comme on va le voir, les productions non conventionnelles vont baisser plus vite que les conventionnelles.

L’activité de forage a fortement baissé avec la baisse des prix, comme le montre cette courbe d’évolution du nombre de plateformes à l’œuvre aux États-Unis.

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Engins de forage à l’œuvre aux États-Unis.
Source : Baker Hugues

En 2011 la chute des prix avait eu de façon similaire un impact très important sur le nombre de plateformes de forage à l’œuvre dans les puits gaziers. Celle-ci avait alors été compensée par une augmentation quasi simultanée du nombre des forages destinés à l’extraction de pétrole ou d’hydrocarbures liquides.

En 2012 plusieurs phénomènes se sont conjugués pour limiter l’impact des prix du gaz sur la décroissance de l’activité.

D’une part les forages nouveaux sur les puits à gaz ont été arrêtés. D’autre part les forages destinés à l’extraction d’hydrocarbures liquides ont cru à très grande vitesse. Par ailleurs, les productions d’hydrocarbures liquides ont souvent des quantités de gaz associés, (comme d’ailleurs souvent les productions de gaz génèrent des produits liquides ou condensats). Ces gaz supplémentaires ont continué à alimenter la croissance de la production. Enfin il faut mentionner le Quantitative Easing de la Fed, qui a permis l’accès à des financements très bon marché.

Aujourd’hui, ces mécanismes amortisseurs ne sont plus disponibles pour l’activité de forage. Il n’y a pas de substitution évidente à l’activité de forage de puits de pétrole dans un cadre où les prix du gaz et du pétrole sont tous deux dégradés. Les opérateurs qui cherchent un rendement de leur investissement se concentrent donc sur les champs les plus économiques, et le nombre de nouveaux forages est extrêmement réduit.

La baisse de la production a commencé
À court terme, les puits en production restent actifs. Autrement dit, pendant un certain temps les non conventionnels sont produits à coût (hors amortissement) quasi nul. C’est la raison pour laquelle la baisse des productions est lente. Elle a commencé au milieu de l’année 2015 à un rythme voisin de 1 million de baril jour par an. On observe évidemment une baisse du nombre de forages, dont les effets commencent à se faire sentir depuis la mi-2015 environ.

Un des paramètres à prendre en compte est la courbe de déclin des différents gisements pétroliers. Une particularité des puits non conventionnels est que leur courbe de décroissance est plus rapide que celle des puits conventionnels. On peut même, à partir des courbes de décroissance, estimer les productions à venir et le nombre de forages supplémentaires nécessaires pour maintenir les productions en 2016.

Prenons un exemple, à partir du champ de Bakken. Il est bien entendu que comme les puits n’ont pas tous la même courbe de décroissance, le calcul est une approximation et donne de simples ordres de grandeurs.

Notons pour commencer une différence significative entre la courbe de production des gisements conventionnels et des gisements non-conventionnels. Alors que la production d’un puits conventionnel monte en puissance les trois premières années avant de décroître progressivement, le pic de production d’un puits à Bakken est immédiat, mais la production journalière baisse ensuite rapidement, de 65% la première année, de 35% la seconde, de 15% en année 3, et ensuite de 10% par an.

À l’aide de cette courbe et de l’information disponible sur l’âge des puits, on peut modéliser, en fonction du nombre de forages réalisés en 2015, la décroissance de la production dans cette zone.

Dans le tableau ci-dessous, les index de production sont calculés en appliquant à une production de 100 (production de l’année 1) les taux de décroissance par année en fonction de l’âge des puits.

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Tous calculs faits on peut calculer ainsi un modèle de la décroissance prévisible en 2015 de la production sur le champ de Bakken, en fonction du nombre de puits forés.

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Source : Imerys estimate

Autrement dit, sur ce champ particulier, pour que la production à fin 2015 soit identique à celle de 2014, il aurait « suffi » que le nombre de puits forés soit de 1800, contre 2200 en 2014. En réalité, la baisse a été très supérieure, de 50% environ, de sorte qu’on se situe plutôt à gauche de la courbe ci-dessus.

Au global, si on regarde l’ensemble des bassins pétroliers, le nombre de plateformes à l’œuvre a baissé de 50% par rapport à la moyenne de 2014. Ce modèle très simple permet de « prédire » une baisse d’un million de barils jour de production de pétrole non conventionnel au cours de l’année 2015 par rapport à l’année 2014. Le chiffre réel a été un peu inférieur. Le même modèle donnerait pour 2016, en supposant le nombre de forages identique à celui de 2015, une production en baisse de 20% supplémentaires.

Le but est plus ici de comprendre l’arithmétique de la décroissance que de proposer un modèle prévisionnel. Les opérateurs pétroliers ont quant à eux établi des modèles beaucoup plus précis et sophistiqués.

La conséquence sur l’évolution des prix
La courbe de déclin beaucoup plus rapide des puits non conventionnels a une conséquence majeure. Là où un puits non conventionnel réduira sa production d’environ 80% en deux ans, ce temps est beaucoup plus long pour les puits traditionnels ou offshore. En conséquence l’impact du prix sur la production est beaucoup plus violent.

Peut-on se faire une idée de l’évolution des prix à court-moyen terme ? Essayons. Il n’est évidemment pas question de se livrer à une prévision sur l’évolution des prix mais simplement de décrire quelques facteurs qui peuvent influencer ceux-ci.

Premier facteur, la croissance industrielle aux États-Unis sous l’impact des prix bas du gaz. Des craqueurs d’éthylène sont en construction avec toute l’industrie de la chimie des plastiques associée, laquelle va relocaliser en Amérique des productions délocalisées en Chine depuis longtemps. Cette croissance concerne évidemment beaucoup le gaz mais va influer sur la consommation d’hydrocarbures liquides.

Deuxième facteur, la baisse déjà initiée, à terme d’un ou deux ans, des productions de pétrole. Quelques millions de barils par jour peuvent ainsi n’être pas produits et provoquer une crainte de pénurie.

Troisième facteur, la consommation de gaz, servie largement jusqu’à l’automne par des coproduits des exploitations pétrolières qui pourraient baisser à moyen terme, pourrait produire une tension sur les prix du gaz, déclencher de nouveaux forages, qui eux-mêmes généreraient du pétrole ou des condensats comme coproduits. Ce phénomène ne s’est pas produit à ce jour. A contrario une remontée des productions américaines produirait de nouveau un surplus et une baisse des prix.

Évidemment l’attitude de l’OPEP et notamment de l’Arabie Saoudite sera un facteur déterminant dans la formation des prix, mais sauf retour de l’Organisation à son rôle régulateur, tout se passe comme si les États-Unis et leurs hydrocarbures non conventionnels prenaient le rôle de facteur d’amortissement et de régulation du marché que l’OPEP ne veut plus jouer.

Une complication de la prévision vient du fait que les coûts marginaux, ou les coûts directs à court terme, ont un agencement très différent de celui des coûts complets discutés plus haut.

L’industrie américaine peut s’adapter
Une question est de savoir si un puits est compétitif à long terme, autrement dit si les revenus prévisibles sur la vie du puits vont justifier l’investissement, une autre est de savoir, pour un puits déjà foré, si la production est économique.

Du fait du déclin plus rapide de la production, un puits non conventionnel demandera des dépenses plus importantes pour maintenir ou accroître la production à terme de un ou deux ans. Dans le cas d’une baisse des prix brutale, là où les producteurs conventionnels continuent à produire à coût très faible à partir de puits déjà forés, les producteurs non conventionnels auront besoin d’investir de nouveau assez rapidement. Selon le niveau de prix, ils peuvent choisir de ne pas le faire, en l’absence de rentabilité suffisante de l’investissement supplémentaire. Autrement dit, lors d’une baisse de prix du pétrole, les productions américaines vont baisser plus rapidement que d’autres productions conventionnelles. Cela dessinerait donc le rôle que pourrait jouer l’industrie américaine de « production d’équilibre » pour la demande mondiale, c’est-à-dire que l’industrie est exposée à une forte variabilité. Cela va induire inévitablement une adaptation forte de l’industrie, à la fois en capacité, mais aussi en compétitivité.

L’industrie américaine a d’ores et déjà adapté ses capacités. Le nombre de plateformes à l’œuvre en est une illustration. Pour l’instant il s’agit largement de mises sous cocon. L’industrie est prête à un redémarrage rapide.

Par ailleurs, si la nouvelle règle est que les puits doivent donner 10% de retour sur investissement pour un baril entre 50 et 60 dollars, l’industrie va s’adapter et baisser les coûts. C’est ce qu’a fait l’industrie pétrolière depuis plus d’un siècle pour faire face aux situations de crise.

Les possibilités de baisse des coûts sont liées à la compétitivité de l’industrie parapétrolière. Les technologies de forage, de fracturation, de soutènement évoluent considérablement et il faut se souvenir que, dans le cas des forages pour les pétroles non conventionnels, l’industrie est encore à ses débuts. On a quatre ou cinq ans d’expérience au plus en ce qui concerne les forages horizontaux destinés au pétrole.

On peut imaginer plusieurs facteurs de baisse des coûts. Tout d’abord, la diminution du nombre des échecs, ces « puits secs » ou à très faible production. La meilleure connaissance géologique des roches mères, et des gisements, permettra de mieux sélectionner les zones d’implantation des puits. Or les puits sans productions sont une composante significative des coûts d’extraction des non conventionnels. La diminution de leur nombre est un facteur d’amélioration des coûts.

Deuxième facteur, la baisse (temporaire) des prix des services au puits (forage, complétion, etc.) liée à une moindre demande.

Troisième facteur, le développement des traitements de l’information et de la micro-sismique, qui permettent une vision de plus en plus précise des réservoirs. Ceci permet l’augmentation de l’efficacité des forages, mais aussi la meilleure exploitation de chaque puits.

Autres facteurs, enfin, l’augmentation du nombre d’étages de fracturation par puits ; l’augmentation de la qualité des agents de soutènement ou proppants, et la mise au point de formules d’optimisation de ces proppants par les sociétés de services ; l’amélioration continue de la performance des forages. Et, plus largement, l’amélioration continue de la productivité des facteurs comme dans tout secteur industriel.

Face au défi de la nouvelle donne économique pétrolière, les adaptations très rapides ont déjà commencé et se poursuivent rapidement.

*

La baisse des prix du pétrole est une bonne nouvelle pour une grande partie des économies mondiales. Les mouvements boursiers liés au prix bas actuels sont à interpréter comme un symptôme et non comme la cause d’une économie mondiale atone, laquelle alimente le maintien des prix bas. Elle pose un défi nouveau à l’industrie pétrolière américaine et notamment à l’extraction des pétroles non conventionnels. Plusieurs facteurs laissent penser que le niveau de prix actuel n’est pas soutenable à long terme, mais que la situation peut durer un petit nombre d’années. Dans l’intervalle la production américaine va décliner lentement en l’absence d’un rebond des prix. Cette baisse de la production peut elle-même avoir une influence à la hausse sur les prix, conduisant ainsi les États-Unis à jouer le rôle d’équilibre du marché que l’OPEP refuse désormais de jouer, jusqu’à ce que cette dernière prenne le relais. Nul doute que des adaptations industrielles sans précédent sont en train de s’opérer.

Cet article sera publié en volume dans un ParisTech Book intitulé Transitions énergétiques. Un éclairage du débat, à paraître début 2016.

 

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