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VIDÉO. La production américaine de brut se tasse parce que le pétrole de schiste devient moins rentable. Il ne faudrait pourtant pas faire une croix sur ce filon. Par Michel Revol
Modifié le 12/09/2019 à 11:19 Le Point.fr
Jusque-là, ça va. Dans le Bassin permien, vaste zone aride à cheval entre l'ouest du Texas et l'est du Nouveau-Mexique, les « pump jacks », ces engins métalliques à tête d'oiseau, se balancent sans relâche pour pomper du sous-sol l'or noir. C'est ici que les États-Unis aspirent l'essentiel des hydrocarbures dits « non conventionnels », ce pétrole et ce gaz de schiste qui ont transformé le pays en premier producteur mondial de brut. En 2019, les États-Unis auront, selon les prévisions du DOE (Department of Energy), produit 12,2 millions de barils par jour en moyenne, contre 11 millions en 2018. Les perspectives pour l'an prochain sont elles aussi à la hausse : le DOE anticipe la mise sur le marché de 13,2 millions de barils de brut par jour, grâce au pétrole offshore, issu notamment du golfe du Mexique, et des fameux hydrocarbures « non conventionnels » dont le Bassin permien est la source principale.
Jusqu'ici tout va bien, donc, si on se place du point de vue des pétroliers. Pourtant, en y regardant de plus près, on s'aperçoit que la hausse de production américaine... fléchit. Entre 2018 et cette année, elle était de + 1,2 million de barils ; entre 2019 et l'an prochain, elle ne devrait plus être « que » d'un million supplémentaire. Les experts s'interrogent. Est-ce un pic ? Un cap ? Pour certains observateurs, le pétrole de schiste atteint cette année un sommet. La production ne peut que chuter, pour deux raisons principales. L'une est physique : les réserves en sous-sol s'épuisent, comme n'importe quel type de ressources naturelles. Plusieurs études montrent que le nombre de puits baisse, notamment dans le Bassin permien, parce que son sous-sol a été raclé jusqu'à la dernière goutte, semble-t-il. La société parapétrolière Baker Hughes annonce ainsi que la quantité de forages dans cette région passera de plus de 450 en 2019 à moins de 400 l'an prochain.
Du cash pour les puits
Autre élément : gérant de matières premières chez OFI AM, Benjamin Louvet explique, dans Les Échos, que les réserves du Bassin permien seront asséchées, au rythme de production actuelle, dans environ six ans. Il estime d'ailleurs que les réserves mondiales en hydrocarbures non conventionnels seront épuisées courant 2027. Les infrastructures ralentissent aussi la production : les gazoducs et oléoducs existants ont du mal à écouler ces hydrocarbures, ce qui explique la volonté du gouvernement fédéral d'en construire de nouveaux.
Un autre élément, cette fois capitalistique, explique le ralentissement. Ces puits nécessitent beaucoup de cash pour être mis en œuvre. Si les majors comme ExxonMobil ou Chevron n'ont aucune difficulté à lever et investir ces sommes, il en va autrement des milliers d'opérateurs pétroliers qui, parfois, n'exploitent qu'une dizaine de puits dans un seul État. Les banquiers rechignent à leur prêter de l'argent, parce que le cours du brut reste bas, à environ 60 dollars le baril de Brent. Pis, le DOE ne prévoit pas de hausse des prix dans les prochains mois. Les banquiers ne se montrent donc guère optimistes pour l'avenir. Et les opérateurs, déjà endettés, sont à court d'argent.
« Le potentiel reste important »
Francis Perrin, directeur de recherche à l'Iris, ne partage pas cette vision. Certes, il reconnaît les difficultés des petites sociétés pétrolières à trouver les financements, ce qui « pèse sur leurs capacités à forer », dit-il. Mais le chercheur au Policy Center for the New South estime que le pic du pétrole et de gaz de schiste, ce sommet après lequel la production décroîtra faute de réserves, n'est pas encore atteint. « Je note un tassement, parce que la production est moins rentable du fait des prix bas, mais nous sommes toujours sur une dynamique haussière. Un jour, on se heurtera forcément à des contraintes physiques, avec l'épuisement des réserves. Toutefois, aujourd'hui, le potentiel reste très important. »
Les États-Unis, principal producteur de gaz et de pétrole non conventionnels, n'ont sans doute pas dit leur dernier mot pour trouver d'autres gisements. « On sous-estime leurs capacités technologiques », observe Francis Perrin. Il remarque que si, depuis 2019, le nombre de puits est en baisse continue, la production continue à augmenter. « L'explication, c'est l'ingéniosité humaine. On sait tirer de plus en plus de suc de la terre ! »
Modifié le 12/09/2019 à 11:19 Le Point.fr
Jusque-là, ça va. Dans le Bassin permien, vaste zone aride à cheval entre l'ouest du Texas et l'est du Nouveau-Mexique, les « pump jacks », ces engins métalliques à tête d'oiseau, se balancent sans relâche pour pomper du sous-sol l'or noir. C'est ici que les États-Unis aspirent l'essentiel des hydrocarbures dits « non conventionnels », ce pétrole et ce gaz de schiste qui ont transformé le pays en premier producteur mondial de brut. En 2019, les États-Unis auront, selon les prévisions du DOE (Department of Energy), produit 12,2 millions de barils par jour en moyenne, contre 11 millions en 2018. Les perspectives pour l'an prochain sont elles aussi à la hausse : le DOE anticipe la mise sur le marché de 13,2 millions de barils de brut par jour, grâce au pétrole offshore, issu notamment du golfe du Mexique, et des fameux hydrocarbures « non conventionnels » dont le Bassin permien est la source principale.
Jusqu'ici tout va bien, donc, si on se place du point de vue des pétroliers. Pourtant, en y regardant de plus près, on s'aperçoit que la hausse de production américaine... fléchit. Entre 2018 et cette année, elle était de + 1,2 million de barils ; entre 2019 et l'an prochain, elle ne devrait plus être « que » d'un million supplémentaire. Les experts s'interrogent. Est-ce un pic ? Un cap ? Pour certains observateurs, le pétrole de schiste atteint cette année un sommet. La production ne peut que chuter, pour deux raisons principales. L'une est physique : les réserves en sous-sol s'épuisent, comme n'importe quel type de ressources naturelles. Plusieurs études montrent que le nombre de puits baisse, notamment dans le Bassin permien, parce que son sous-sol a été raclé jusqu'à la dernière goutte, semble-t-il. La société parapétrolière Baker Hughes annonce ainsi que la quantité de forages dans cette région passera de plus de 450 en 2019 à moins de 400 l'an prochain.
Du cash pour les puits
Autre élément : gérant de matières premières chez OFI AM, Benjamin Louvet explique, dans Les Échos, que les réserves du Bassin permien seront asséchées, au rythme de production actuelle, dans environ six ans. Il estime d'ailleurs que les réserves mondiales en hydrocarbures non conventionnels seront épuisées courant 2027. Les infrastructures ralentissent aussi la production : les gazoducs et oléoducs existants ont du mal à écouler ces hydrocarbures, ce qui explique la volonté du gouvernement fédéral d'en construire de nouveaux.
Un autre élément, cette fois capitalistique, explique le ralentissement. Ces puits nécessitent beaucoup de cash pour être mis en œuvre. Si les majors comme ExxonMobil ou Chevron n'ont aucune difficulté à lever et investir ces sommes, il en va autrement des milliers d'opérateurs pétroliers qui, parfois, n'exploitent qu'une dizaine de puits dans un seul État. Les banquiers rechignent à leur prêter de l'argent, parce que le cours du brut reste bas, à environ 60 dollars le baril de Brent. Pis, le DOE ne prévoit pas de hausse des prix dans les prochains mois. Les banquiers ne se montrent donc guère optimistes pour l'avenir. Et les opérateurs, déjà endettés, sont à court d'argent.
« Le potentiel reste important »
Francis Perrin, directeur de recherche à l'Iris, ne partage pas cette vision. Certes, il reconnaît les difficultés des petites sociétés pétrolières à trouver les financements, ce qui « pèse sur leurs capacités à forer », dit-il. Mais le chercheur au Policy Center for the New South estime que le pic du pétrole et de gaz de schiste, ce sommet après lequel la production décroîtra faute de réserves, n'est pas encore atteint. « Je note un tassement, parce que la production est moins rentable du fait des prix bas, mais nous sommes toujours sur une dynamique haussière. Un jour, on se heurtera forcément à des contraintes physiques, avec l'épuisement des réserves. Toutefois, aujourd'hui, le potentiel reste très important. »
Les États-Unis, principal producteur de gaz et de pétrole non conventionnels, n'ont sans doute pas dit leur dernier mot pour trouver d'autres gisements. « On sous-estime leurs capacités technologiques », observe Francis Perrin. Il remarque que si, depuis 2019, le nombre de puits est en baisse continue, la production continue à augmenter. « L'explication, c'est l'ingéniosité humaine. On sait tirer de plus en plus de suc de la terre ! »