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

[JacquesL]

Quelques nouvelles de l'industrie du pétrole de schiste aux USA
Échec catastrophique à l'horizon

Par SRSrocco – Le 23 octobre 2018 – Source SRSrocco Report


Zone d'extraction des pétroles et gaz de schiste

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


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

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

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

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

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

Plus de matériel coûte plus d'argent.

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

Industrie du schiste : Creusez le déni

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

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

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

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

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

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



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

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



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

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



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

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



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

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

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

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

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

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



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

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

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



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

https://srsroccoreport.com/wp-content/uploads/2018/10/Pioneer-Permian-Production-Increase-CAPEX-2H2017-vs-1H2018.png?x65756

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

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



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



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

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

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

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

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

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

SRSrocco

Note du Saker Francophone

Cet article renvoie aussi vers notre série tirée du site DesMog : L'industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices
Traduit par Hervé pour le Saker Francophone

[JacquesL]

Le pic de production de pétrole du Permien pourrait arriver bien plus tôt que prévu
https://lesakerfrancophone.fr/le-pic-de-production-de-petrole-du-permien-pourrait-arriver-bien-plus-tot-que-prevu
Par Justin Mikulka – Le 3 février 2020 – Source DeSmog


Publicité notant le déclin des champs de pétrole, affichée à l'aéroport intercontinental George Bush de Houston. Crédit : Justin Mikulka, DeSmog

À la mi-janvier, Adam Waterous, qui dirige la société de capital-investissement Waterous Energy Fund, a fait une prédiction sur le joyau de l'industrie américaine du pétrole de schiste, la zone de schiste du Permien qui chevauche le Texas et le Nouveau-Mexique.


« Nous pensons que nous sommes au pic de production du Permien ou près de celui-ci », a déclaré Waterous à Bloomberg. « Le marché pétrolier nord-américain a été grossièrement sur-capitalisé, ce qui n'est pas viable. »

Le journaliste de Bloomberg Simon Casey a ajouté que « la prédiction du pic de production du Permien pour 2020 n'est pas une vision mainstream ». Cependant, les preuves s'accumulent que l'industrie américaine du schiste pourrait bien être proche du pic, car elle est à court des deux éléments nécessaires pour continuer à augmenter la production de pétrole : d'argent et de ce qu'on appelle des « surfaces de premier rang » (tear one).

La superficie de premier rang est le terme utilisé pour désigner les zones qui produisent le plus de pétrole par puits. On l'appelle aussi « sweet spots », « core acreage » ou « good rock ».

L'idée que la révolution du schiste américain atteigne son apogée bien avant que l'industrie pétrolière et gazière au sens large ou l'Energy Information Administration ne s'y attende n'est pas très populaire. Et l'idée a été encore moins populaire lorsque DeSmog a commencé à expliquer en détail pourquoi elle était probable dès octobre 2018, et même lorsque le Wall Street Journal a présenté ses arguments un an plus tard.

Aujourd'hui, alors que de plus en plus de compagnies pétrolières du Permien font faillite et que les puits dans le secteur pétrolier le plus prolifique du pays sont de moins en moins productifs, une alerte précoce semble particulièrement judicieuse. En 2018, Paal Kibsgaard, le PDG de Schlumberger – l'un des plus grands fournisseurs de services pétroliers – a mis en garde contre la baisse de productivité des puits dans le bassin du Permien, en soulignant l'augmentation des « puits enfants » et la fin de l'essor du champ pétrolifère texan, le Eagle Ford Shale.

« Nous commençons déjà à observer une réduction de la productivité des puits similaire par unité à celle déjà constatée dans le cas de l'Eagle Ford, ce qui suggère que le potentiel de croissance du Permien pourrait être plus faible que prévu », a averti M. Kibsgaard, qui a été remplacé en tant que PDG en 2019.

Un autre avertissement d'un ancien cadre de Schlumberger a noté que les résultats de la performance dans le Permien étaient trompeurs, car les données satellites avaient révélé qu'un millier de puits qui avaient été fracturés n'avaient pas été signalés, faussant la performance globale du bassin pour qu'elle paraisse meilleure qu'elle ne l'est.

Schlumberger a perdu 10 milliards de dollars en 2019 et a licencié 1 400 travailleurs américains, ce qui fait que Kibsgaard avait plutôt raison d'être inquiet l'année précédente. L'entreprise a également réduit de moitié la quantité de matériel de fracturation dont elle disposera. Ce n'est pas un signe d'optimisme pour l'avenir de la fracturation américaine ou de son joyau, le Permien.


shale_permien

GRANDE SAISON DE BÉNÉFICES PÉTROLIERS : Les résultats d'Exxon Mobil et de Chevron sont plutôt faibles, en raison de la faiblesse des prix et des marges en aval (et pour XOM, les compagnies chimiques). Plus inquiétant encore, le Permien semble ralentir (du moins, sur la diapositive XOM ; CVX n'a pas fourni de graphique Permien) #OOTT

La fin de l'ère de la « surcapitalisation »
Comme l'a expliqué DeSmog, l'industrie de la fracturation a perdu des centaines de milliards de dollars et se retrouve aujourd'hui avec des dettes qu'elle ne pourra jamais rembourser, car les meilleurs jours de la production américaine d'huile de schiste semblent être du passé.

Le flux de prêts à faible taux d'intérêt accordés aux sociétés d'exploitation du pétrole et du gaz de schiste s'est tari, signalant la fin de l'ère de la « surcapitalisation flagrante ».

Et si le débat sur la quantité de pétrole que le Permien peut encore produire est toujours d'actualité, il n'y a plus guère de débat sur le fait que les investisseurs ne sont plus désireux ou disposés à prêter de l'argent aux entreprises pour qu'elles fracturent – à moins que les entreprises puissent prouver qu'elles sont rentables – ce que la majorité d'entre elles n'ont pas réussi à faire.

La semaine dernière, le site d'investissement Seeking Alpha a mis en avant Abraxas Petroleum, une société basée au Texas et possédant des actifs dans le Permien, en décrivant l'« historique sans faille de la société en matière de production de cash-flow libre négatif » – une façon brutale de dire que la société n'a jamais fait de profit, comme beaucoup de ses pairs.

Mais Abraxas a produit du pétrole et du gaz à une époque où l'industrie était « largement surcapitalisée », ce qui a permis à la société de continuer à emprunter plus d'argent pour continuer à forer. Mais cette époque est révolue et des entreprises comme Abraxas ne peuvent pas continuer à exister sans que des investisseurs quelque part leur donnent plus d'argent pour maintenir un processus de production très coûteux. Seeking Alpha a spéculé qu'une éventuelle faillite en vertu du chapitre 11 pourrait se produire dans l'avenir du fraiseur.

Toute la situation a été bien résumée dans un article récent de Barron's :

Les injections de capitaux se sont taries, et les prêteurs sont de plus en plus pointilleux. Ils insistent pour que les emprunteurs fassent preuve de liquidités et de durabilité, qualités dont témoigne la diminution du nombre de producteurs de schiste. Et à partir de 2020, ces entreprises sont confrontées à un mur de dettes totalisant 71 milliards de dollars et arrivant à échéance au cours des sept prochaines années, selon le fournisseur de recherche et d'analyse Rystad Energy.

L'industrie dans son ensemble est confrontée à d'énormes dettes et la seule façon de les rembourser est de gagner de l'argent en vendant du pétrole et du gaz, ce que l'industrie n'a pas réussi à faire de manière rentable, même à des prix beaucoup plus élevés.

La faiblesse des prix du pétrole combinée à des prix négatifs du gaz naturel dans le Permien, plus la fin de l'accès facile aux investisseurs, n'est pas une formule pour le succès dans le Permien. Bien qu'il soit amplement prouvé que les PDG des compagnies travaillant dans le schiste n'ont aucun problème à perdre l'argent des autres tant qu'ils sont payés, attendez-vous à ce que les opportunités de ce type de travail soient beaucoup moins nombreuses dans le Permien à l'avenir. Mais ne pensez pas que cette stratégie s'arrêtera avant que tout l'argent restant dans l'industrie ne soit épuisé.

Il est possible que l'industrie ait atteint un pic d'endettement, et donc que le pic de production suive.

Les roches se moquent que les PDG promettent du pétrole
Même si l'industrie du schiste avait gagné de l'argent au cours de la dernière décennie et était assise sur un tas d'argent, elle aurait encore un autre problème sérieux : elle est à court de superficie de premier rang. L'argent sert à payer le forage, la fracturation et les bonus des PDG, mais il ne peut pas faire apparaître du pétrole là où il n'y en a pas.

En 2018, Mark Papa, alors PDG de la société de schiste Centennial Resource Development, mettait déjà en garde contre le manque de surfaces de premier rang.

« Il y a de bonnes zones géologiques dans les zones de schiste et des zones géologiques plus faibles, et beaucoup de ces bonnes zones ont déjà été forées », a expliqué Papa lors d'une discussion lors de la conférence industrielle CERAweek.

Papa est maintenant le président de Schlumberger et a fait une autre prédiction sur la production américaine de schiste lors d'une conférence de l'industrie en janvier dernier. Trent Jacobs, du Journal of Petroleum Engineering, a tweeté en direct les commentaires de Papa, qui comprennent l'avertissement : « Un changement est en train de se produire. »

Trent Jacobs
@TrentPJacobs
#Shale bear Mark Papa predicts just 400K production growth for US this year. Tells room at #IPTC2020 that OPEC oil will only become more important over next decade. "A change is coming." Says capital starvation playing a role—BUT bigger role is resource depletion. #oilandgas

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56
13:17 - 13 janv. 2020
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Le spécialiste du schiste, Mark Papa, prévoit une croissance de la production de 400 000 tonnes aux États-Unis cette année. Il indique au #IPTC2020 que le pétrole de l'OPEP ne deviendra plus important qu'au cours de la prochaine décennie. « Un changement est en train de se produire. » La famine du capital joue un rôle, mais l'épuisement des ressources est plus important. #oilandgas

Et même si l'industrie est en grave difficulté financière, Papa dit que l'épuisement des ressources est le plus grand problème. Même si les investisseurs étaient assez stupides pour continuer à prêter de l'argent à l'industrie du schiste, le pétrole n'est pas là pour rembourser les prêts, et encore moins pour faire des bénéfices. « Famine » et « épuisement » ne sont pas des mots utilisés pour décrire un boom. L'industrie écoutera-t-elle les avertissements de Schlumberger en 2020 après les avoir ignorés en 2018 ?

Jacobs a également rapporté que Papa pense que deux autres grands bassins de schiste – le Bakken dans le Dakota du Nord et l'Eagle Ford au Texas – ont déjà atteint leur pic de production.

Cette semaine, le Journal of Petroleum Technology (JPT) a souligné la rapidité avec laquelle la production des puits de schiste décline et les nouvelles ne sont pas bonnes pour les perspectives dans le Permien. Le JPT a noté que de nouvelles données révèlent une faille dans « l'une des principales hypothèses qui justifient l'économie à long terme » des puits de schiste.

Pour faire simple, les compagnies pétrolières ont promis aux investisseurs 30 ans de production de pétrole, mais en réalité, les puits se tarissent beaucoup plus vite que cela.

Il est de plus en plus évident que les PDG ont promis une quantité de pétrole du Permien qui n'existe très probablement pas.

Le boom du schiste devient un fiasco
Comme DeSmog l'a signalé en décembre dernier, les analystes de l'énergie de Wood Mackenzie ont un très bon dossier de prévisions précoces et précises sur l'industrie du pétrole de schiste. Dans un webinaire sur le déclin des puits de pétrole du Permien, le directeur de recherche de Wood Mackenzie, Ben Shattuck, a présenté un avenir potentiel pour la production de puits dans ce secteur.

« Nous sommes en train de passer le moment où la communauté des investisseurs était enthousiasmée par le prochain puits et par sa taille », a déclaré M. Shattuck. « Cela a changé pour diverses raisons. Une raison très importante est que le prochain puits pourrait ne pas être plus grand. Il pourrait être plus petit ».

C'est une raison très importante. Et cela se résume à la géologie, à la fin de la superficie du premier rang, et à l'industrie qui essaie de produire plus de pétrole en installant plus de puits plus proches les uns des autres (« puits enfants » qui entourent un « puits parents »).  Tout cela fait qu'un champ pétrolifère commence à atteindre son pic de production, puis à décliner.

Pour être clair, le Permien n'a pas encore atteint son pic. Et parce que des sociétés comme Exxon et Chevron sont désormais des acteurs majeurs dans la région et ont toujours accès à l'argent nécessaire à la production de pétrole – contrairement à de nombreux autres producteurs – ces sociétés continueront à augmenter la production même si elle n'est pas rentable. Cependant, ces deux sociétés ont simplement obtenu des résultats financiers décevants, ce qui signifie que même ce scénario ne peut pas durer éternellement.

L'absence de surfaces restantes de premier rang est une chose que même Exxon et Chevron ne peuvent pas changer.

Le calcul est simple. Si chaque nouveau puits foré produit moins que les précédents, et que les puits ne sont pas rentables, alors le pic approche rapidement.

CNBC
✔
@CNBC
"I'm done with fossil fuels. They're done," @MadMoneyOnCNBC's @JimCramer says after oil giants Exxon Mobil and Chevron reported Q4 earnings this morning. "We're in the death knell phase." https://cnb.cx/2OdZdLG

Vidéo intégrée
4 589
15:09 - 31 janv. 2020
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« J'en ai fini avec les combustibles fossiles. Ils sont finis », déclare @MadMoneyOnCNBC après que les géants du pétrole Exxon Mobil et Chevron aient annoncé leurs résultats pour le quatrième trimestre ce matin. « Nous sommes dans la phase du glas ». https://cnb.cx/2OdZdLG

Justin Mikulka

Note du Saker Francophone

Cet article est tiré d'une série : L'industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices
Traduit par Hervé pour le Saker Francophone

[JacquesL]

Comment le coronavirus a tué l'industrie de fracturation du schiste
https://reseauinternational.net/comment-le-coronavirus-a-tue-lindustrie-du-schiste/


par Moon of Alabama.

L'industrie du pétrole de schiste va mourir. Elle pourrait renaître un jour, mais ce sera dans plusieurs années.

La pandémie de coronavirus a réduit la demande de pétrole de 100 millions de barils par jour à environ 75 Mbpj. Le prix du pétrole est passé de 60 dollars le baril à 20 dollars le baril.

Jeudi, l'OPEP+, le cartel original des producteurs de pétrole, plus la Russie, a accepté officiellement de réduire la production de 10 millions de barils par jour. Les réductions réelles promises auraient été moins importantes. Mais l'accord dépendait de l'engagement de tous les membres de l'OPEP.

Le Mexique n'a pas accepté de réduire sa production. Le pays a assuré la quasi-totalité de ses exportations de pétrole :

« Le Mexique, le 12ème producteur mondial de pétrole, a couvert une grande partie de sa production de 2020 – c'est-à-dire qu'il a accepté à l'avance un prix fixe, qui serait d'environ 49 dollars le baril. Cela supprime pratiquement toute motivation pour le Mexique de réduire sa production cette année ».

À 1,3 milliard de dollars, la couverture a coûté cher au Mexique. Mais il garantit que son budget pour cette année est entièrement pris en charge. Le Mexique a également réorienté une partie de ses exportations vers ses propres raffineries pour produire de l'essence qu'il aurait autrement importée.

L'OPEP+ avait également prévu que d'autres producteurs, les États-Unis, le Canada, le Brésil, accepteraient de réduire leur production de 5 Mbpj. Avec les 10 Mbpj de l'OPEP+, cela aurait contribué à empêcher le prix du pétrole de s'effondrer davantage. Hier, une réunion des pays du G-20 a eu lieu pour discuter de la question. Aucun d'entre eux ne s'est engagé à des coupes drastiques ou à des quotas. Le Canada a démenti les affirmations de la Russie selon lesquelles il réduirait de 1 Mbpj. Les États-Unis ont refusé de réduire davantage que ce qui était déjà prévu, faute de marché. Il n'y aura pas d'OPEP++.

Hier, Trump s'est de nouveau entretenu avec Poutine. Il lui a été dit qu'il n'y aurait pas d'accord sans que le Mexique et les autres producteurs américains ne s'engagent à en conclure un. Trump a alors promis de compenser d'une manière ou d'une autre le Mexique.

On peut douter du fait que l'OPEP+ accepte l'affirmation de Trump. Il n'y aura donc pas d'accord. Alors que les pays de l'OPEP prétendront s'en tenir à leurs quotas officiels pour éviter la pression américaine, tout le monde trichera et essaiera de vendre autant que possible.

La Russie, l'Arabie Saoudite et d'autres pays du Golfe pourraient encore réduire leur production. Mais la raison n'en sera pas l'accord OPEP+ de jeudi, mais un manque de demande et l'absence de place pour stocker le pétrole excédentaire.

Cela signifie que le prix du pétrole passera en dessous de 20 $/bl jusqu'à ce que la demande revienne de ses 75 Mbpj actuels à plus de 90 Mbpj. Cela ne pourra se produire que lorsque la pandémie de coronavirus aura diminué, lorsque les quarantaines auront pris fin et que le trafic aérien reprendra à un rythme suffisant. Ce moment viendra probablement dans deux ans. Mais les effets de la dépression mondiale que la pandémie provoquera mettront encore plus de temps à guérir. Lorsque la demande reviendra enfin à des niveaux précieux, la hausse des prix du pétrole sera encore bien retardée, car tous les stocks sont désormais pleins et doivent être vendus avant qu'une plus grande partie de la production de brut puisse être remise en service.



Le pétrole de schiste américain a été marginalement rentable au-dessus de 45 dollars le baril. Ce prix est hors de portée pour les trois à cinq prochaines années. C'est beaucoup plus long que ce que les compagnies de pétrole de schiste pourront financer elles-mêmes. Les banques américaines, qui ont prêté des milliards à ces entreprises, se préparent déjà à saisir leurs actifs. Les banques vont perdre la majeure partie des 100 milliards de dollars et plus qu'elles ont investis dans les sociétés d'exploitation du schiste.

La production coûteuse de sables bitumineux au Canada n'est pas non plus viable avec les prix actuels.

Les industries pétrolières d'Amérique du Nord ont profité des précédents accords de l'OPEP+ qui ont limité la production dans les pays qui peuvent produire à des coûts beaucoup plus bas. Les prix artificiellement maintenus se sont effondrés et il n'est pas question qu'ils reviennent de sitôt.

C'est une catastrophe pour le marché du travail dans le secteur pétrolier américain. D'autant plus que les pertes d'emplois viendront s'ajouter à celles des autres services et industries.

C'est également catastrophique pour les pays du Golfe Persique qui dépendent des ventes de pétrole pour financer leur budget. L'Irak sera très durement touché et le manque d'argent pourrait provoquer son effondrement. Les « royaux » saoudiens ne pourront plus financer l'État-providence qui a sérieusement remis en cause leur pouvoir.

Les producteurs d'énergie alternative pourraient également être victimes de la baisse des prix du pétrole, car ils ne sont plus compétitifs. Avec la baisse du prix de l'essence, les voitures électriques perdront l'avantage de l'électricité bon marché.

Trump avait plaidé pour un désengagement des États-Unis au Moyen-Orient, les États-Unis ayant obtenu leur indépendance vis-à-vis de l'énergie étrangère. Avec l'industrie du pétrole de schiste sur son lit de mort, les États-Unis devront à nouveau importer du pétrole du Moyen-Orient. Bien que le désengagement de Trump n'ait jamais été entièrement réalisé, la nouvelle situation pourrait conduire à un changement de stratégie.

source : https://www.moonofalabama.org

traduit par Réseau International

[JacquesL]

Les prix négatifs du pétrole marquent la fin du pétrole de schiste américain

https://lesakerfrancophone.fr/les-prix-negatifs-du-petrole-marquent-la-fin-du-petrole-de-schiste-americain

Par Moon of Alabama – Le 21 avril 2020

Certaines entreprises s'étaient engagées à acheter une grande quantité de pétrole brut West Texas Intermediate à un certain prix. Le prix proposé par les vendeurs semblait bon marché au moment de la signature des contrats. La date de règlement des contrats était le 21 avril.

Habituellement, ces contrats sont réglés avec de l'argent, mais cette fois les vendeurs ont insisté pour livrer physiquement le pétrole aux acheteurs.


Cela a posé un problème. Les acheteurs n'avaient pas la capacité de stockage nécessaire pour accepter le pétrole acheté il y a plusieurs mois. Ils doivent maintenant en recevoir une grande quantité qu'ils ne peuvent mettre nulle part.

La seule solution est de le vendre immédiatement à quelqu'un d'autre. Mais personne n'est intéressé. Tous ont déjà rempli leur capacité de stockage jusqu'à ras bord. Les sociétés qui avaient l'obligation d'accepter le pétrole des producteurs ont alors proposé de payer d'autres personnes pour le prendre en charge.

Lorsque le prix a commencé à être négatif, j'ai proposé un endroit de stockage supplémentaire :

Moon of Alabama @MoonofA - 18:09 UTC - Apr 20, 2020

Si vous me donnez 50 dollars, je vous laisse faire le plein de ma voiture.

Tweet cité
Bloomberg @business - 17:51 UTC - avr 20, 2020

URGENT : Le pétrole passe en dessous de 1 dollar le baril https://trib.al/l9YLU35

Proposer de prendre le pétrole pour 50$ était un peu trop gourmand. Le contrat d'option du WTI a clôturé à -37 dollars.


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Pour la première fois de mémoire d'homme, les contrats à terme sur le pétrole West Texas Intermediate (WTI) se sont négociés en territoire négatif au New York Mercantile Exchange (Nymex), lundi, et le brut américain pour livraison en mai a perdu 55,90 $ au cours de la journée de négociation pour clôturer à -37,63 $/b.

Un initié a déclaré que cette chute drastique était en partie le résultat de la liquidation forcée d'une position sur le marché à terme "à n'importe quel prix". Le contrat expirait le 21 avril. Le contrat pour mai a connu un intérêt exceptionnellement élevé, à 109.000 contrats au début de la négociation de lundi.

Mais fondamentalement, ce prix reflète des cargaisons de brut en très grande détresse qui sont bloquées par des raffineries qui réduisent leur production car elles ne peuvent pas vendre leurs produits sur un marché où la demande s'est effondrée parce que les consommateurs restent chez eux pour empêcher la propagation de la pandémie de Covid-19.

Ce prix négatif élevé "signifie que le stockage est plein", a déclaré Albert Helmig, PDG de la société de conseil Grey House et ancien vice-président du Nymex.

Cushing est le point de livraison et de fixation des prix des contrats à terme sur le pétrole américain et a une capacité opérationnelle de quelque 70 millions de barils de pétrole. Il contenait 55 millions de barils la semaine dernière.

Plusieurs grands pays consommateurs sont en état d'urgence sanitaire. Le trafic aérien mondial a diminué de plus de 80 %. La demande d'essence ou d'autres produits raffinés est faible.

Le point de référence du WTI, qui reflète le prix dans la ville enclavée de Cushing, en Oklahoma, n'était pas le seul indice commercial en difficulté. Le pétrole West Canadian Select s'est également négocié en territoire négatif. Les contrats pour les livraisons WTI en juin étaient toujours positifs à 20 $/baril, tout comme les contrats pour le pétrole Brent (25 $/bl) qui reflètent les livraisons en mer.

Les producteurs américains de pétrole de schiste ont déjà réduit une partie de leur production, mais ils devront en réduire beaucoup plus. Le nombre de plates-formes pétrolières et gazières américaines en activité, selon Baker Hughes, est passé de plus de 1 000 l'année dernière à 529 vendredi. Je m'attends à ce qu'il tombe en dessous de 100 dans les prochaines semaines.


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Il faudra arrêter les forages car les raffineries ne peuvent tout simplement pas vendre leurs produits :

Le naufrage de Cushing est le résultat de plusieurs facteurs qui se sont conjugués. Les raffineurs coupent les flux plus vite que les acteurs en amont ne peuvent arrêter la production, et les différentiels signalent depuis des semaines que le pétrole doit rester à Cushing, ce qui a même incité certains opérateurs en amont à inverser l'infrastructure.

En outre, des sources du marché affirment que des opérateurs inexpérimentés détiennent des positions élevées trop proches de l'expiration, et que certains contrats stipulent des prix moyens pour les transactions avant l'expiration.

Lorsqu'un négociant en contrats à terme détient une position aussi proche de l'expiration, il y a de fortes chances qu'il doive livrer du brut physique. Il peut le faire par le biais d'un contrat d'échange à terme pour livraison physique (EFP), a déclaré un négociant, mais cela nécessite de trouver un acteur physique prêt à prendre livraison.

Cela signifie que même dans des circonstances normales, il existe un rapprochement entre les prix physiques et les prix à terme proches de l'échéance. Et les prix physiques ont été inférieurs aux prix des barils promis sur le papier ces dernières semaines, reflétant une dynamique fondamentale et rendant cette réconciliation abrupte et violente.

La production de pétrole de schiste coûte environ 45 dollars le baril. Aucun producteur américain de schiste n'est actuellement en territoire rentable. Tous sont déjà très endettés. Ils hésitent encore à fermer leurs puits. Une fois fermés, les puits ont tendance à se boucher. Ils auront besoin de travaux coûteux pour être réouverts. Mais il est peu probable qu'ils deviennent rentables au cours des deux à cinq prochaines années, voire jamais.

L'âge de pierre ne s'est pas terminé par manque de pierres. L'âge du pétrole ne se terminera pas par manque de pétrole. La demande de pétrole a probablement atteint son maximum à l'échelle mondiale. Des alternatives ont été développées. La pandémie sera probablement présente pendant environ deux ans. Elle changera le comportement de nombreuses personnes.

Il n'y a aucune raison de s'attendre à ce que le pétrole brut atteigne à nouveau son précédent pic de plus de 100 $/bl.

La dette totale des producteurs américains de pétrole de schiste est estimée à plus de 200 milliards de dollars. Elle ne sera jamais remboursée. Ce carnage pourrait bien entraîner l'effondrement du système bancaire.

Tous les pays dont le budget dépend de la vente de pétrole sont maintenant en grande difficulté. À mesure qu'ils perdent leur importance en tant que producteurs et consommateurs, les politiques mondiales qui les entourent vont également changer.

La pandémie ne fait qu'amplifier les problèmes structurels et les déséquilibres existants sur nos marchés et dans nos sociétés. Il est probable qu'elle laissera des traces permanentes.

Moon of Alabama

Traduit par Wayan, relu par Jj pour le Saker Francophone

[JacquesL]

Le boom du pétrole de schiste de Bakken fait faillite, sans argent pour nettoyer le gâchis

https://lesakerfrancophone.fr/le-boom-de-bakken-fait-faillite-sans-argent-pour-nettoyer-le-gachis

Par Justin Mikulka – Le 8 août 2020 – Source DeSmog


Vue aérienne des champs pétrolifères et des routes du Dakota du Nord – Crédit : NDDOT Photos : CC PDM 1.0
Il y a plus d'une décennie, la fracturation hydraulique a pris son essor dans les schistes de Bakken, dans le Dakota du Nord et le Montana, mais la ruée vers le pétrole qui a suivi a entraîné des dommages environnementaux majeurs, un transport pétrolier risqué sans réglementation, des problèmes d'autorisation d'oléoducs et l'absence de profits.


Aujourd'hui, après tout cela, le champ pétrolifère de Bakken semble s'acheminer vers un déclin terminal, avec un public obligé de payer la facture pour nettoyer le gâchis causé par ce malheureux boom selon l'EIA.

En 2008, le service géologique américain (USGS) a estimé que la région de Bakken détenait entre 3 et 4,3 milliards de barils de « pétrole non découvert et techniquement récupérable », ce qui a déclenché une ruée vers le pétrole des temps modernes.

Ce pétrole était techniquement récupérable grâce au succès récent du forage horizontal et de la fracturation hydraulique (fracturation) des schistes riches en pétrole et en gaz, qui ont permis de pomper les hydrocarbures piégés dans la roche pour les extraire des réservoirs [dans la roche mère, NdT] jusqu'alors inaccessibles par la technologie du forage pétrolier conventionnelle.

L'industrie a célébré la découverte de pétrole au centre de l'Amérique du Nord mais a réalisé qu'elle posait également un problème. Un grand boom pétrolier nécessite des infrastructures – comme des logements pour les travailleurs, des installations pour traiter le pétrole et le gaz naturel, et des pipelines pour acheminer les produits vers les marchés – et la région de Bakken ne disposait tout simplement pas de telles infrastructures. Le Dakota du Nord est très éloigné de la plupart des raffineries et des ports en eau profonde des États-Unis. Ses schistes contiennent certainement du pétrole et du gaz, mais la région n'était pas prête à traiter ces hydrocarbures une fois extraits du sol.

La plupart des infrastructures de soutien n'ont jamais été construites – ou l'ont été au hasard – ce qui a entraîné des risques pour le public, notamment des déversements industriels, une pollution de l'air et de l'eau, et des trains dangereux transportant du pétrole volatil hors de la zone et à travers leurs communautés. Les initiés de l'industrie ont récemment déclaré que la région de Bakken ayant probablement dépassé le pic de production de pétrole, cette infrastructure ne sera probablement jamais construite.

Pendant ce temps, le gouvernement du Dakota du Nord, favorable au pétrole, n'a pas réussi à réglementer l'industrie alors que l'argent était abondant pendant le boom, laissant l'État dans un désordre financier et environnemental et sans moyen de financer son nettoyage pendant la crise.

La hâte provoque le gaspillage : le boom va plus vite que la réglementation
Après l'annonce par l'USGS de la découverte de pétrole dans le Bakken, l'industrie du pétrole et du gaz a agi rapidement, l'industrie et les régulateurs des États, et fédéraux, ne sachant pas si ce qui constituait essentiellement de nouvelles méthodes d'extraction et de transport de grandes quantités de pétrole nécessitait de nouvelles règles et protections.

La forte augmentation de la production pétrolière de Bakken a rapidement dépassé la capacité des oléoducs existants, ce qui a conduit les producteurs à se tourner vers les camions pour transporter leur pétrole hors des champs. Mais comme l'a rapporté Globe and Mail en 2013, cette solution provisoire ne fonctionnait pas bien : « La frénésie du camionnage rongeait les routes, faisant grimper le taux d'accidents de la route à des niveaux records en exaspérant les habitants locaux ».

L'industrie aurait pu limiter la production jusqu'à la construction de nouveaux pipelines et équipements de traitement, mais elle a préféré se tourner vers le rail comme option alternative de transport. Les prix élevés du pétrole ont motivé les foreurs à extraire le pétrole du sol et à l'acheminer aux clients le plus rapidement possible. Le transport du pétrole par rail était essentiellement non réglementé et ne nécessitait pas les permis, les gros investissements ou les délais requis pour les pipelines, ce qui a conduit au boom du pétrole par rail dans le Bakken.

L'acheminement de grandes quantités de ce pétrole volatil léger sur des trains n'avait jamais été effectué auparavant – mais il n'y avait pas de nouvelle surveillance réglementaire du processus. Sans surveillance adéquate, l'industrie a chargé le pétrole volatil de Bakken dans des wagons-citernes conçus à l'origine pour transporter des produits comme l'huile de maïs. Et ce, malgré l'avertissement du National Transportation Safety Board (NTSB) selon lequel ces wagons-citernes n'étaient pas sûrs pour transporter des liquides inflammables comme le pétrole brut de Bakken.

L'industrie a ignoré ces avertissements. Le 6 juillet 2013 a marqué le premier déraillement majeur d'un train de pétrole venant de Bakken, entraînant une explosion massive, 47 morts et la destruction d'une grande partie du centre-ville de Lac-Mégantic, au Québec. Les « trains explosifs » de Bakken – comme les appelaient les exploitants de trains – ont continué à dérailler, créant d'importants déversements de pétrole et prenant souvent feu et brûlant pendant des jours. Les autorités de réglementation n'ont toujours pas pris en compte les risques connus pour les trains de pétrole aux États-Unis et au Canada.

La fracturation du pétrole a également entraîné la sortie d'importants volumes de gaz naturel des mêmes puits que le pétrole, ce qui a contribué à aggraver les difficultés financières des producteurs de schiste. Cependant, en l'absence d'infrastructure pour traiter ou évacuer ce gaz, l'industrie a choisi de le laisser mélangé au pétrole chargé dans les trains, ce qui le rend plus volatil et dangereux, de le brûler par torchage, ou de libérer ce puissant gaz à effet de serre dans l'atmosphère.

Plus de dix ans après le début du boom de Bakken, le Dakota du Nord brûlait en torchères 23 % du gaz produit par la fracturation – se moquant ainsi de la réglementation de l'État en matière de rejets par torchage. En juillet, le New York Times a détaillé les dégâts environnementaux causés par le torchage dans les champs pétrolifères d'Irak, où ils brûlent environ la moitié du gaz, contre le quart du gaz que le Dakota du Nord a brûlé de cette manière.

Toujours en juillet, des chercheurs de l'Université de Californie, Los Angeles et de l'Université de Californie du Sud ont publié une étude qui a révélé que les femmes enceintes exposées à des niveaux élevés de torchage sur les sites de production de pétrole et de gaz au Texas ont 50 % de chances de plus de voir leur enfant naître prématurément que les mères non exposées au torchage.


Torchère d'un puits de pétrole dans la région du Permien au Texas. Crédit : © 2020 Justin Hamel

Les déchets radioactifs produits lors de la fracturation constituent un autre point aveugle pour l'industrie et les autorités de réglementation. Lorsque l'industrie a finalement reconnu ce problème dans le Dakota du Nord, sa première action a été d'essayer d'assouplir les réglementations pour faciliter le déversement des déchets radioactifs dans les décharges – une pratique qui contamine les communautés dans tout le pays.

En 2016, une étude de l'université de Duke a révélé que « des milliers de déversements d'eaux usées de l'industrie pétrolière et gazière dans le Dakota du Nord ont provoqué une contamination « généralisée » par des matières radioactives... ».

Le boom de la fracturation dans le Dakota du Nord a entraîné des dégâts environnementaux considérables et aggrave la crise climatique, compte tenu de ses niveaux élevés de torchage, des émissions de méthane et, bien sûr, de la production de pétrole et de gaz. Alors que les principaux producteurs de Bakken font faillite et continuent à perdre de l'argent pendant que le champ pétrolifère décline, qui paiera pour nettoyer le gâchis ?

Comme la plupart des États producteurs de pétrole, le Dakota du Nord a eu l'occasion d'exiger des producteurs de pétrole et de gaz qu'ils versent de l'argent sous forme de cautionnement qui serait destiné à nettoyer correctement et fermer les puits de pétrole et de gaz une fois la production terminée. Malheureusement, l'État n'a pas mis en place cette précaution, et maintenant les entreprises en faillite commencent à se retirer de leurs puits.

« Cela commence à devenir incontrôlable, et nous voulons contenir cela », a déclaré l'année dernière Bruce Hicks, directeur adjoint de la division du pétrole et du gaz du Dakota du Nord, à propos des sociétés qui abandonnent leurs puits de pétrole et de gaz.

L'État a récemment décidé d'utiliser 66 millions de dollars de fonds fédéraux destinés à la lutte contre le coronavirus pour commencer à nettoyer les puits que l'industrie pétrolière a abandonnés – des coûts que l'industrie devrait couvrir, selon la loi, mais qui sont maintenant transférés au public.

Le boom dans le Bakken a rapporté beaucoup d'argent à quelques dirigeants du secteur pétrolier et gazier et aux financiers de Wall Street. Mais à mesure que le boom s'estompe, les contribuables et les habitants des environs doivent faire face aux dommages financiers et environnementaux que l'industrie laissera derrière elle.

Les meilleurs jours de Bakken appartiennent au passé

Comme l'a révélé DeSmog, la production de schiste n'a pas été rentable au cours de la dernière décennie, même s'ils ont foré et fracturé la plupart des meilleurs gisements de schiste bitumineux disponibles. Alors que la prolifique région du Permien au Texas et au Nouveau-Mexique possède encore certaines des meilleures superficies de base de « niveau 1 » pour la production de pétrole, ce n'est plus le cas dans le Bakken.

En juin, les analystes de l'industrie pétrolière et gazière de Wood MacKenzie ont souligné cet écart entre la superficie centrale restante du Permien et celle de Bakken. Selon Wood MacKenzie, le quart supérieur du stock de puits de pétrole restant dans le Permien se traduirait par plus de 8 000 nouveaux puits. Pour le Bakken, cependant, les analystes estiment ce chiffre à 333 puits.

Cette différence est la raison pour laquelle John Hess, PDG du grand producteur dans le Bakken, Hess Corporation, a prédit en janvier que la production de Bakken atteindrait bientôt son maximum.

La production de pétrole du Dakota du Nord a chuté en mai d'une quantité record de 350 000 b/j, pour atteindre environ 850 000 b/j.
Plus de 40% des 16 000 puits horizontaux ont été complètement fermés pour le mois (l'utilisation moyenne était de 52%). Les dernières données sont déjà disponibles dans nos services.

https://twitter.com/ShaleProfile/status/1279017677990825984?ref_src=twsrc%5Etfw%7Ctwcamp%5Etweetembed%7Ctwterm%5E1279017677990825984%7Ctwgr%5Eshare_3&ref_url=https%3A%2F%2Flesakerfrancophone.fr%2Fle-boom-de-bakken-fait-faillite-sans-argent-pour-nettoyer-le-gachis

La baisse de la demande de pétrole due à la pandémie a frappé l'ensemble de l'industrie, mais le Bakken était déjà en déclin, les meilleurs puits de production étant une chose du passé bien avant que le nouveau coronavirus n'atteigne les côtes américaines.

En septembre 2019, le Wall Street Journal a publié un article sur les sombres perspectives des puits de pétrole de la société Hess Corporation, notant l'année dernière : « Les puits de cette année ont généré une moyenne d'environ 82 000 barils de pétrole dans leurs cinq premiers mois, soit 12% de moins que les puits qui ont commencé à produire en 2018 et 16% de moins que les puits de 2017. »

https://youtu.be/Qww9aEtDJPI

Examens juridiques des pipelines susceptibles de causer des arrêts d'exploitation

Même lorsque l'industrie a essayé de construire des infrastructures pétrolières dans le Bakken, la construction et la gestion des pipelines n'a pas toujours bien fonctionné. Les contestations judiciaires concernant deux grands oléoducs de Bakken, l'un ancien, l'autre nouveau, pourraient entraîner leur fermeture prochaine.

L'oléoduc controversé Dakota Access (DAPL) est confronté à une fermeture potentielle après qu'un juge a décidé que le Corps des ingénieurs de l'armée n'avait pas correctement pris en compte les risques de déversement de pétrole et doit maintenant réaliser une étude environnementale complète, ce qui pourrait entraîner une fermeture à long terme de l'oléoduc pendant que le Corps achève l'étude. Energy Transfer, le propriétaire de DAPL, a fait appel de cette décision, et une décision de justice ultérieure a permis au pipeline de rester en service pendant que la bataille juridique sur l'étude d'impact environnemental se poursuit.

Dans le même temps, le pipeline des hautes plaines du Tesoro – en service depuis 1953 – est menacé d'arrêt parce qu'il n'a pas renouvelé un accord avec les propriétaires fonciers des nations Mandan, Hidatsa et Arikara sur la réserve indienne de Fort Berthold, ce qui signifie que le propriétaire du pipeline, Marathon, empiète maintenant sur ces terres.

Ces oléoducs transportent ensemble plus d'un tiers du pétrole de Bakken, et s'ils sont fermés, les producteurs de pétrole de Bakken se tourneront probablement à nouveau vers le rail pour transporter leur pétrole. Cependant, le rail est beaucoup plus cher que les oléoducs et n'est pas économiquement viable dans le contexte actuel de faiblesse des prix du pétrole.

Toutefois, aux niveaux de production actuels, les oléoducs existants – autres que les deux en question – et les contrats ferroviaires à long terme actuels peuvent probablement traiter la majeure partie de la production de pétrole de Bakken, d'autant plus que la région devient moins attrayante pour les investisseurs.

C'est magnifique. Les clients de la DAPL ont déclaré à la Cour que ce serait la fin du monde si le pipeline était fermé. Le message aux investisseurs ? Rien de bien grave.

https://twitter.com/JanHasselman?ref_src=twsrc%5Etfw%7Ctwcamp%5Etweetembed%7Ctwterm%5E1291121971095154689%7Ctwgr%5Eshare_3&ref_url=https%3A%2F%2Flesakerfrancophone.fr%2Fle-boom-de-bakken-fait-faillite-sans-argent-pour-nettoyer-le-gachis

Le groupe de conseil en énergie ESAI Energy a récemment publié un nouveau rapport sur les oléoducs américains, dont l'analyste Elisabeth Murphy conclut : « Une issue incertaine pour l'accès au Dakota aura des répercussions pour le Bakken, comme le détournement de capitaux vers d'autres bassins qui ont un meilleur accès aux marchés ».

L'analyse de l'ESAI conclut également que la production de Bakken diminuera d'environ 270 000 barils par jour sur une base annuelle en 2020 et de 65 000 barils supplémentaires par jour en 2021.

Avec une production totale en baisse et de nouveaux puits produisant moins que par le passé, les producteurs de Bakken sont confrontés à des dettes croissantes sans avoir les moyens de les rembourser.

La fin du boom non conventionnel de Bakken
Le pétrole produit par fracturation est appelé « pétrole non conventionnel » en raison des nouvelles technologies utilisées pour l'extraire du schiste. Cependant, il est également non conventionnel à d'autres égards. Premièrement, il n'a jamais été rentable. Une autre est un changement dans le cycle d'expansion et de ralentissement, qui a fait partie de l'industrie pétrolière depuis sa création aux États-Unis dans les années 1850.

Traditionnellement, le cycle d'expansion et d'effondrement de la production de pétrole conventionnel était lié au prix du pétrole. Les prix bas provoquaient des faillites. Cela a été le cas pour l'industrie du pétrole de schiste en 2014, lorsque les prix du pétrole se sont effondrés. Cependant, l'industrie est revenue à une production record après cela.


Williston : « Rockin' the Bakken » Ça balance dans le Bakken, un slogan marketing pour l'exploitation du pétrole et du gaz de Bakken. Source : https://willistondevelopment.com
Mais cette fois, c'est différent. Contrairement aux champs de pétrole conventionnels, la production des champs de schiste diminue beaucoup plus rapidement. Alors que les producteurs de schiste pourraient se replier sur la superficie la plus productive lors de l'effondrement de 2014, la majeure partie de cette superficie a maintenant disparu.

L'industrie du schiste doit essayer de se remettre d'un ralentissement historique au cours duquel même les entreprises qui n'ont pas fait faillite sont accablées de dettes paralysantes. En effet, pendant la plus grande partie de la dernière décennie, les entreprises du secteur du schiste ont emprunté plus d'argent qu'elles n'en ont gagné en produisant du pétrole et du gaz naturel fracturés, à hauteur de centaines de milliards de dollars.

Toutes les preuves suggèrent fortement que le Bakken est un champ pétrolifère en déclin. Sa meilleure partie a été épuisée et la rentabilité de la surface restante n'est pas au rendez-vous ces jours-ci.

En examinant l'économie de Bakken, le site d'investissement Seeking Alpha a récemment conclu que le « Bakken ne sera plus jamais le même ».

Seeking Alpha ne faisait que commenter l'économie de la production de pétrole dans le Bakken. Cependant, on pourrait dire la même chose de l'eau, de l'air et de la terre dans le Bakken. Les compagnies de schiste ont pollué l'environnement et se retirent maintenant – laissant la facture du nettoyage au public. C'est une approche qui a fait ses preuves pour les industries d'extraction des ressources. Privatiser les profits et socialiser les pertes.

Le PDG de Hess Corporation, John Hess, en sait plus sur l'économie de Bakken que la plupart des gens. En février, Reuters a rapporté que « Hess prévoit d'utiliser le cash-flow de Bakken pour investir dans des investissements offshore à plus long terme ». Un grand producteur de Bakken ne considère apparemment plus la région comme un bon investissement à long terme.

A partir de là, les perspectives ne font qu'empirer pour le Bakken.

Justin Mikulka

Note du Saker Francophone

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

Traduit par Hervé, relu par jj pour le Saker Francophone