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L’industrie pétrolière peut-elle soutenir un monde qui consomme 105 millions de barils de pétrole par jour en 2025 ?

Cet article examine le risque important d’une insuffisante offre de pétrole d’ici 2025 et au-delà, compte tenu du rythme actuel des investissements et de la demande croissante au niveau mondial. Il se concentre en premier lieu sur l’état actuel du secteur amont pétrolier et sur les défis futurs qu’il doit relever pour répondre à la demande toujours croissante de pétrole. Différents scénarios de production concernant le pétrole non-conventionnel américain sont ensuite évalués pour estimer sa capacité à compenser l’offre de pétrole conventionnel déclinante (production et découvertes en baisse, investissements insuffisants, risques géopolitiques persistants et pressions environnementales). L’analyse confirme le risque non négligeable d’une crise pétrolière d’ici 2025 dans le contexte d’une demande de pétrole toujours croissante.

L’évolution et l’avenir du système énergétique mondial ont toujours été au cœur des préoccupations des gouvernements, des institutions internationales et des entreprises énergétiques en raison de son rôle fondamental dans les questions économiques, politiques, environnementales et climatiques. En 2018, la production mondiale de pétrole a atteint pour la première fois 100 millions de barils par jour (mb/j) (AIE, 2018). Derrière ce chiffre symbolique se cache une tendance constante depuis plusieurs décennies : une économie en croissance nécessite une quantité abondante de pétrole. Ainsi, la nécessité d’accroître l’offre mondiale de services énergétiques, accessibles et bon marché, parallèlement aux efforts déployés pour atteindre l’objectif des 2 °C fixé dans l’Accord de Paris, implique de fortes incertitudes quant à l’avenir du système énergétique mondial.

Selon l’AIE, au rythme actuel d’approbation des nouveaux projets, et si les installations existantes sont maintenues, 19 mb/j pourraient être fournis par de nouveaux projets, sans prendre en compte le non-conventionnel américain. Néanmoins, il manquerait encore 15 mb/j supplémentaires pour éviter un resserrement de l’offre d’ici 2025 et au-delà. Compte tenu de l’état actuel du marché pétrolier, une seule source d’approvisionnement semble pouvoir combler cet écart dans un délai aussi court : la production de pétrole non-conventionnel américaine. Mais pour atteindre ce volume, le niveau réel de production devrait alors doubler (7,419 mb/j, selon les estimations de le département américain à l’énergie (EIA), en avril 2019).
Ainsi, pour la première fois depuis sa première publication, l’AIE indique clairement le risque d’une pénurie d’offre d’ici à 2025 dans son WEO 2018: “The risk of a supply crunch looms largest in oil. The average level of new conventional crude projects approvals over the last three years is only half the amount necessary to balance the market out to 2025, given the demand outlook in the New Policies Scenario. US tight oil is unlikely to pick up the slack on its own. Our projections already incorporate a doubling in US tight oil from today to 2025, but it would need more than triple to offset a continued absence of new conventional projects” (AIE, 2018).

Le pic des découvertes de ressources pétrolières conventionnelles a été atteint il y a des décennies, et le nombre de découvertes n’a cessé de diminuer depuis lors (Figure 2). S’il existe encore aujourd’hui des découvertes de pétrole conventionnel (Rystad Energy, 2018) (1), la plupart des nouvelles découvertes sont des ressources non-conventionnelles comme le pétrole de roche-mère (dit de schiste) aux Etats-Unis ou les sables bitumineux au Canada. Suite à la baisse des prix du pétrole en 2014, les découvertes de conventionnel ont atteint un minimum record au cours des 4 dernières années avec moins de 9 milliards de barils équivalent pétrole (Gbep) découverts par an (Rystad Energy, 2019).

Les volumes découverts lors des forages à fort potentiel (réserves supérieures à 100 mb) ont globalement diminué de 50 % au cours de cette période par rapport aux 5 années précédentes. La baisse de 28 % du nombre de plateformes de forages au cours de la période n’explique que moins de la moitié de cette baisse (figure 3), la baisse des succès commerciaux et la taille moyenne des découvertes expliquant le reste.

Par conséquent, le renouvellement des réserves est devenu un enjeu crucial pour l’industrie pétrolière. Au cours des cinq dernières années, le taux de succès commercial de l’exploration dans les régions frontières (2) n’a atteint que 6 % sur un total de 154 puits pour un coût de 11 milliards USD (Westwood Global Energy Group, 2019). Le faible taux de réussite de l’exploration et la faiblesse des prix du pétrole ont amené l’industrie amont à réduire son exposition au risque en réduisant son budget d’exploration de 20 % de son investissement total en 2010 à un faible niveau record de 10 % en 2018 (IEA, 2019a). La plupart des principales sociétés d’exploration et de production ont préféré augmenter leurs investissements pour améliorer la production des champs existants. Seule une poignée de sociétés ayant des niveaux de production importants ont été en mesure de remplacer leurs réserves produites uniquement par l’exploration (Westwood Global Energy Group, 2019). Une conséquence directe de cette difficulté accrue à découvrir de nouvelles réserves est également la tendance à la hausse des fusions et acquisitions observée dans le secteur pétrolier au cours des dernières années (Fosse et al., 2015).

De plus, la taille moyenne des découvertes est passée de 500–1000 mbep (3) il y a 40 ans à seulement 50–100 mbep au cours des 5 dernières années. Il a constamment diminué d’année en année et a atteint un minimum historique de 57 mbep en 2018 (Westwood Global Energy Group, 2019).
Un champ pétrolier classique atteindra son maximum de production au cours des premières années suivant sa mise en service, suivi d’un plateau de production, avant d’entrer dans un déclin exponentiel irréversible appelée phase de déclin. L’estimation du taux de déclin peut varier entre 3 % et 9,5 % par an selon les caractéristiques du champ. Jusqu’à 81 % de la production mondiale de pétrole conventionnel pourrait actuellement être déjà en phase de déclin (Fustier et al, 2016). Aujourd’hui, l’offre mondiale repose de plus en plus sur de petits gisements. Et plus les champs sont petits, plus leur production diminue rapidement. Ainsi, les nouveaux champs ont un taux de déclin deux fois plus élevé que celui observé il y a 40 ans sur les champs géants.

En conséquence, la production mondiale de pétrole brut conventionnel a culminé en 2008 à 69 mb/j (AIE, 2018) et a depuis chuté d’environ 2,5 mb/j sans qu’aucune reprise ne soit attendue. Seuls les développements des LGN (4), de pétroles extra-lourds et de bitumineux (EHOB) et de pétroles légers ont compensé ce déclin et permis à l’économie mondiale de poursuivre sa croissance (AIE, 2018). Pour satisfaire la demande sans l’appui massif des non-conventionnels américain, au moins 16 milliards de bep devront être découverts chaque année d’ici 2025. Presque deux fois plus que les niveaux actuels (AIE, 2018).

Finalement, et comme nous l’avons déjà mentionné, le nombre d’appareils de forage conventionnels et non-conventionnels actifs dans le monde a diminué de 28 % depuis les pics atteints en 2014. Sur les 2,182 forages en service en mai 2019, la moitié étaient situés en Amérique du Nord (dont 93 % aux États-Unis, figure 3). Actuellement, 87,2 % des forages américains sont consacrés aux puits horizontaux, ce qui signifie qu’environ la moitié de tous les puits forés dans le monde aujourd’hui sont consacrés aux ressources non-conventionnelles (BHGE, 2019). Le nombre d’appareils de forages est relativement flexible et pourrait rapidement augmenter à nouveau si les prix du pétrole et les conditions du marché revenaient à des niveaux plus attrayants. Cependant, il est important de souligner que cette flexibilité ne peut être observée qu’aux États-Unis où les facteurs de production peuvent être mobilisés rapidement.

Après 2014 et la chute des prix du pétrole de plus de 100 $ le baril à moins de 45 $ en moyenne annuelle en 2016 (Fig. 4), les dépenses d’investissement dans l’amont pétrolier ont été significativement réduites d’environ 1–2 trillions de dollars (Fig. 5). Les conséquences de cette réduction drastique sont encore incertaines et ne se sont pas encore fait ressentir sur la production mondiale.

En 2018, les investissements dans le secteur amont étaient encore inférieurs de 40 % à ceux observés en 2014. Cette contraction s’explique en grande partie par la baisse des volumes d’investissements. Toutefois, les entreprises bénéficient également d’un environnement de prix plus favorable de la part de leurs fournisseurs sous pressions. Ajusté au coût actuel des fournisseurs, l’investissement reste toujours inférieur de 12 % par rapport au maximum de 2014. Une autre différence majeure tient au fait que les investissements dans les pétroles non-conventionnels représentent aujourd’hui 26 % de tous les investissements en amont contre 17 % sur la période 2010–2015 (AIE, 2019a).

Les instabilités géopolitiques récentes et les incertitudes sociétales ont également affecté la capacité d’offre d’importants producteurs et il est fort probable que cela se reproduira à l’avenir. Globalement, la géopolitique de l’énergie se situe à la croisée des chemins entre les éléments structurels fondateurs de la seconde moitié du XXIe siècle, les facteurs économiques actuels et la géopolitique résultant de l’intégration des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique mondial (Bonnet et al, 2019 ; Hache, 2016 ; Hache et al, 2019a, b). Les préoccupations actuelles se concentrent dans quelques régions spécifiques, principalement au Moyen-Orient et plus récemment dans le détroit d’Ormuz, mais aussi au Venezuela et en Libye.

Après leur retrait de l’accord nucléaire iranien conclu en 2015, les États-Unis s’efforcent de mettre un terme aux achats de pétrole brut iranien. Ceci s’est associé à des sanctions contre les pays qui continueraient à en acheter, au risque de tensions avec plusieurs alliés. Le déficit maximum pourrait couvrir un volume jusqu’à 2,7 mb/j, volume moyen exporté enregistré début 2018. Plus récemment, les tensions dans le détroit d’Ormuz suggèrent une augmentation des perturbations dans une région où environ 20 % de la production mondiale de pétrole transite chaque jour (EIA, 2019). En Libye, les activités de forage onshore viennent de reprendre après 3 ans d’interruption. Les tensions récentes ont jeté le doute sur la capacité de son industrie à se redresser dans un contexte de projets plus coûteux et plus complexes. Entre 2012 et 2013, la production avait déjà été divisée par 6 (IFPEN, 2019b). Après avoir connu l’une des baisses annuelles les plus importantes de son histoire en 2018 (figure 6), la production vénézuélienne pourrait continuer à chuter à mesure que son économie s’enfonce dans la crise. La crise de trésorerie à Petroleos de Venezuela (PDVSA) et la mauvaise gestion des réserves ont déjà réduit la production de près de 1,6 mb/j au cours des trois dernières années. Les sanctions financières américaines appliquées en janvier 2019 devraient aggraver les pertes (AIE, 2019b).

De telles pressions du côté de l’offre sont par nature très difficiles à prévoir et ajoutent des incertitudes importantes quant à la stabilité du système mondial d’approvisionnement en pétrole à court terme.

Pour évaluer le potentiel du pétrole non-conventionnel américain et répondre à la question de savoir s’il peut ou non répondre à la demande croissante de combustibles fossiles à moyen et long terme, un modèle a été élaboré.

Dans le scénario HDR-PI, où la productivité est en constante augmentation en parallèle d’un important nombre de puits forés, la production pourrait croître jusqu’à atteindre 14,1 Mb/j en 2025. Le scénario HDR-SP montre également une production qui croît dans le temps mais à un rythme plus lent pour atteindre 10,2 Mb/j en 2025. Dans le scénario LDR-PI, la production diminue quelques années avant de reprendre, le déclin naturel de la production étant alors compensé par des gains de productivité des nouveaux puits forés pour atteindre 7,4 Mb/j. Le scénario LDR-SP voit quant à lui sa production diminuer chaque année pour atteindre 5,5 Mb/j en 2025 (Fig. 9). Ce qu’il est important de noter, c’est que dans tous les scénarios, la production américaine de pétrole non-conventionnel est inférieure aux 15 Mb/j requis par l’AIE pour équilibrer l’offre et la demande dans les années à venir.

Par ailleurs les hypothèses utilisées dans le modèle peuvent être considérées comme optimistes lorsqu’on les compare à d’autres paramètres qui peuvent avoir une incidence négative sur la production américaine de pétrole non-conventionnel, en particulier :

il n’est pIl n’est pas pris en compte le fait qu’après un certain temps, les zones les plus productives auront toutes été mises en production et que les opérateurs devront se tourner vers des zones moins productives (comme pour les champs conventionnels), ce qui aura nécessairement un impact sur le seuil de rentabilité et la productivité à long terme ;

En raison de la proximité des puits horizontaux dans les réservoirs non-conventionnels, les puits nouvellement forés peuvent “cannibaliser” des puits déjà en production et réduire leur productivité (Matthews et al., 2019) ;

Aucun seuil économique n’est pris en compte dans la durée de vie des puits ;

L’activité non-conventionnelle reste très intensive en capital, après de nombreuses années de dépenses élevées les investisseurs commencent à s’orienter vers une certaine discipline budgétaire, ce qui pourrait limiter les investissements dans l’avenir ;
L’environnement financier, notamment les faibles taux d’intérêt, pourrait évoluer défavorablement dans les années à venir ;
Afin de maintenir des coûts faibles, il est nécessaire d’optimiser autant que possible tous les équipements, ce qui implique le forage continu de nouveaux puits. Cela signifie que les entreprises doivent constamment avoir de nouveaux emplacements à forer. La concurrence pour l’acquisition de nouvelles zones de forage aux États-Unis est rude. Cela peut avoir des répercussions sur la capacité des producteurs à maintenir leur seuil de rentabilité à long terme.

Il faut également noter que depuis le début de son essor, la production non-conventionnelle américaine n’a pas encore connue une seule année qui soit rentable globalement (Fig. 10). Bien que certains acteurs, notamment les majors, puissent générer des profits grâce à des efforts concentrés sur les champs les plus productives et donc rentables, 90% des producteurs américains indépendants n’ont toujours pas généré de cash-flow positif en mai 2019 (Rystad Energy, 2019). Ceci peut être directement liée aux 185 faillites de sous-traitants pétroliers aux États-Unis qui ont été enregistrées depuis 2015. Avec une dette cumulée de 65 milliards de dollars, dont 25 milliards de dollars non garantis et non remboursables, les incertitudes quant à l’avenir des investissements dans l’industrie non-conventionnelle américaine augmentent (Haynes et Boone’s Energy, 2019).

En ce qui concerne le dernier World Energy Outlook (WEO), l’AIE a également effectué des projections de production pour le pétrole non conventionnel américain. Leur modèle, qui se veut plus prédictif, est cohérent avec les ordres de grandeur de nos résultats et prévoit que la production devrait atteindre un pic autour de 9 mb/j vers 2023. En y regardant de plus près, certaines de leurs hypothèses sont également discutables. En particulier, ils envisagent un taux de forage d’environ 20 000 puits par an. L’analyse de sensibilité montre que le nombre de puits forés par année a le plus grand impact dans notre modèle. En utilisant le taux de forage de l’AIE de 20 000 puits, notre modèle atteint jusqu’à 17,8 Mb/j en 2025 dans un scénario productivité croissante et 12,9 Mb/j dans le cas d’une productivité constante. Néanmoins, l’hypothèse de 20.000 puits forés peut être considérée comme très optimiste compte tenu des tendances actuelles et des dernières années. Au regard du nombre actuel d’appareils de forage actifs aux États-Unis (figure 3) et des prix du pétrole, il semble peu probable que le nombre de puits forés par an atteigne les valeurs observées entre 2011–2014 d’ici 2025. D’autre part, du point de vue de l’AIE, la productivité devrait diminuer avec le temps, compte tenu des éléments présentés ci-dessus (AIE, 2018). De son côté, l’EIA est plus optimiste avec un pic de production qui devrait atteindre environ 12 Mb/j en 2025 dans son scénario de référence (EIA, 2019). Cette ordre de grandeur est alors cohérents avec notre scénario HDR -PI.

En conclusion, quelques soit les scénarios analysés (issu de ce travail ou fournis par les agences de modélisation de l’énergie), aucun modèle actuel ne permet d’atteindre 15 Mb/J de production non conventionnelle américaine d’ici 2025.

Dans ce contexte, serait-il possible d’imaginer que l’exploitation d’autres ressources non-conventionnelles puisse émerger dans d’autres pays de la même manière qu’aux États-Unis ? Les intérêts des pays sont nombreux : sécurité énergétique, baisse des prix du gaz et de l’électricité ainsi que de nombreux emplois qui seraient bénéfiques à leur économie locale.

Néanmoins, les États-Unis combinent un ensemble de facteurs en faveur de l’émergence rapide de l’industrie non-conventionnelle, qui semble peu susceptible d’être observée ailleurs, notamment : un accès proche et rapide au marché intérieur (les États-Unis sont le premier consommateur mondial de pétrole) ; une industrie pétrolière bien développée avec de nombreuses infrastructures (les États-Unis sont historiquement parmi les trois premiers producteurs mondiaux) ; des entreprises et des universités avec des connaissances approfondies sur le secteur amont, des compétences et une longue expérience reconnues ; la moitié des installations de forage dans le monde présente sur le seul territoire américain, un réseau d’investissement vaste et mature avec des ressources financières abondantes (panel de grands investisseurs, marché très structuré) ; ainsi que des droits miniers spécifiques donnant la propriété du sous-sol aux propriétaires fonciers (Bauquis, 2014).

Dans les zones à fort potentiel de production non-conventionnelle (Argentine, Chine, Russie, etc.), il est peu probable de voir émerger une production non-conventionnelle aussi importante que celle observée aux États-Unis d’ici à 2025. Et ce pour une ou plusieurs des raisons susmentionnées selon la géographie étudiée. A titre d’exemple, la Chine, qui devrait avoir les moyens et les ressources pour pénétrer rapidement cette industrie, a récemment dû réduire ses ambitions en raison de la difficulté à atteindre ses objectifs de rentabilité (Trent, 2019). De plus, comme ce fut le cas au début du boom américain des non-conventionnels, une augmentation rapide de la production entraînera mécaniquement une augmentation de la demande pour tous les produits nécessaires à leur extraction tels que les sables spéciaux, les agents viscosifiants pour les fluides d’injection, les tuyaux de forage, la location de plateformes ou les salaires. Ceci risque d’entraîner une hausse des prix, voir des problèmes d’approvisionnement de certains produits qui pourraient diminuer la rentabilité déjà fragile de certains projets pétroliers non-conventionnels (Bauquis, 2014).

Par conséquent, une évaluation au cas par cas pour chaque pays doit être envisagée pour estimer les réels potentiels de production à moyen terme, car les facteurs affectant les coûts de production et la rentabilité du projet sont nombreux (coûts de forage, profondeur du réservoir, coût de la main d’œuvre, réglementations environnementales, taxes et redevances d’État, etc.)

Conclusion
Dans le contexte d’un secteur amont conventionnel déclinant (baisse de la production et des découvertes, investissements insuffisants, risques géopolitiques persistants et pressions environnementales), les non-conventionnels américains se sont présentés ces dernières années comme la réponse à une demande croissante de pétrole. Néanmoins, face à une demande qui continuerait à croître dans les années à venir, la probabilité d’un choc pétrolier d’ici 2025 est loin d’être négligeable. Selon cette étude, il est peu probable que les États-Unis soient en mesure de doubler leur production de pétrole non-conventionnel dans les années à venir, et il semble peu probable qu’un autre pays soit en mesure de mettre en production ce même volume de pétrole sur l’échelle de temps étudiée (horizon 2025).

Compte tenu du lien étroit qui existe actuellement entre la consommation d’énergie et la croissance économique mondiale (6), il est difficile de mentionner la possibilité d’un choc pétrolier sans mentionner ses principales conséquences probables. La littérature fournit déjà des analyses des conséquences, principalement économiques, d’un manque d’approvisionnement en pétrole sur notre société, en premier lieu la hausse des prix du pétrole. Si les impacts peuvent varier considérablement d’un secteur et d’une région à l’autre, le secteur des transports (aérien, maritime, transport de passagers) sera l’un des premiers fortement touchés car il repose principalement sur l’utilisation de combustibles liquides. Les opérations et les chaînes d’approvisionnement perturbées par les hausses de prix pourraient rapidement entraîner d’importantes pertes financières pour les entreprises, voir des faillites. L’inflation mondiale résultante, combinée à des incertitudes majeures sur les marchés, pourrait déclencher une récession économique mondiale et/ou une crise financière, entraînant une réduction de la richesse globale et des problèmes sociaux majeurs. De telles perspectives ne peuvent être minimisées et obligent dès aujourd’hui à anticiper et atténuer le risque d’une contraction de l’approvisionnement énergétique mondial. De nouvelles politiques doivent être mises en place pour minimiser le risque d’une pénurie de l’offre et réduire autant que possible les impacts négatifs d’un tel événement sur la société.

Par ailleurs, la perspective d’un ralentissement de l’offre de pétrole réaffirme avec force, conformément aux objectifs climatiques mondiaux, la nécessité d’une transition vers une utilisation de plus en plus modérée et efficace de notre énergie et le déploiement de technologies bas-carbone. Les pays, tout en gagnant en indépendance énergétique, réduiront partiellement l’impact d’une future crise pétrolière sur leur économie.

extrait et source : https://medium.com/ Article de Pierre Hacquard, Marine Simoën et Emmanuel Hache
paru dans la revue de l’IFP-EN : https://ogst.ifpenergiesnouvelles.fr/

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