Cet article a été publié en anglais le 10 janvier 2018.
Les Perspectives Energétique à Court Terme publiées récemment par l'EIA font la une des journaux cette semaine. L'agence prévoit une croissance plus forte de la production américaine en 2018 et 2019. Plus précisément, l'EIA prévoit que la production pétrolière américaine atteindra en moyenne 10,3 millions de bpj en 2018 (une augmentation de 1 million de bpj par rapport à 2017) et 10,8 millions de bpj en 2019. Il s'agit d'une révision à la hausse par rapport aux prévisions précédentes.
L'EIA s'attend à ce que la plus grande partie de cette croissance provienne des régions de « roche dure » (schiste) du Permien et du Nouveau-Mexique. Un montant inférieur devrait provenir du golfe du Mexique. Ces prévisions de croissance alimentent même la spéculation relative au fait que l'OPEP pourrait décider de mettre fin à ses réduction de la production plus tôt que prévu afin de saborder cette croissance américaine.
Cependant, il y a des raisons d'être sceptique quant à ces prévisions de croissance. Une grande partie du scepticisme a été expliqué dans une discussion que j'ai récemment eue avec le géologue Art Berman dans le cadre d'un podcast que j'ai co-écrit avec Ryan Ray de Global Energy Media. Berman est un vétéran de l'industrie depuis 40 ans qui se penche sur l'industrie de la fracturation avec un œil critique.
L'une des principales questions qui pourraient avoir une incidence sur la croissance de la fracturation des États-Unis est la taille des réserves dans diverses zones de schiste. Sur la base d'informations récentes soumises à la SEC par des sociétés détenant des participations dans les régions du Permien, d'Eagle Ford et de Bakken, Berman estime que le bassin du Permien - actuellement le plus chaud - ne peut contenir que 3,8 milliards de barils de pétrole. A Eagle Ford et dans la région de Bakken dans le Dakota du Nord pourraient contenir environ 5 milliards de barils chacun.
Cela peut sembler beaucoup, mais comparé aux projets récemment publiés dans d'autres parties du monde, c’est assez dérisoire. Par exemple, le projet Kazakh du Kashagan, qui a récemment démarré sa production, devrait contenir environ 35 milliards de barils. Selon les estimations, l'une des zones de production de pétrole sous-marin du Brésil pourrait contenir entre 8 et 12 milliards de barils de pétrole récupérable. Berman met en garde contre l'utilisation des tendances de croissance actuelles pour extrapoler dans un avenir lointain en se penchant sur des zones comme le Permien, Eagle Ford et Bakken. Il ajoute que les réserves sont discutables et que le pétrole récupérable peut être encore moins prévisible.
La croissance continue dépend également de la situation financière des entreprises qui composent l'industrie du schiste. Berman met en garde ceux qui observent la situation pour se méfier du prix « d’équilibre ». Selon son évaluation des petites sociétés impliquées dans la production de pétrole de schiste, moins de 5 peuvent se permettre de financer leurs opérations avec leurs flux de trésorerie projetés. Cela signifie que la majorité des entreprises ont encore besoin d'un afflux constant de capitaux de la part des investisseurs pour poursuivre la production.
De plus, les opérations de schiste n'obtiennent pas les mêmes prix élevés pour leur brut que nous voyons sur les marchés boursiers. Les entreprises vendent rarement leur pétrole au prix du WTI que les traders voient sur le NYMEX. Dans la région de Bakken, par exemple, les entreprises doivent vendre leur pétrole à un prix réduit de 5,50 $ ou 6,00 $ le baril. Cela est dû à l'éloignement de la région et à la difficulté de transporter le pétrole de Bakken vers les raffineries ou les centres d'exportation. Cela signifie que lorsque le WTI s'échange à 63 dollars le baril, les compagnies pétrolières de Bakken vendent leur pétrole pour seulement 57 dollars le baril ou moins.
Lorsque les prix du pétrole ont chuté en 2015, l'utilisation de nouvelles technologies par les entreprises de fracturation a suscité beaucoup d'enthousiasme pour réduire les coûts et maintenir la production à des marges plus faibles. Berman soutient que la technologie et les autres mesures de réduction des coûts prises par les entreprises n'ont compté que pour 10% de la baisse des coûts de production. Il ajoute qu'environ 90% de la baisse des coûts de production provient en fait d'une dépression générale dans l'industrie qui a amené les vendeurs - des fournisseurs d'équipement aux sociétés de services pétroliers - à réduire leurs prix. Par conséquent, à mesure que le prix du pétrole augmente, les coûts associés à la production augmentent, ce qui rend encore plus difficile l'équilibre de ces entreprises, sans parler du profit.
Berman n'est pas le seul à mettre en garde contre l'industrie du pétrole de schiste. Certains rapports récents du Wall Street Journal, de FUSE et de Forbes ont remis en question la rentabilité et le potentiel de croissance des sociétés pétrolières de schiste. Berman dit qu'il regarde l'industrie de la fracturation avec un œil sceptique mais qu'il n'est pas un détracteur. Au contraire, il met en garde contre l'acceptation, pour argent comptant, des prévisions de croissance de plus en plus élevées.
Note de l'auteur: Toute la discussion peut être écoutée sur le podcast de la Semaine de l'énergie, ici, ou sur iTunes