• Print
  • Decrease text size
  • Reset text size
  • Larger text size
12/05/2016

Crise pétrolière : comment le sous-investissement d’aujourd’hui prépare-t-il la rareté de demain ?

Alors que les consommateurs du monde entier accueillent avec enthousiasme la baisse du prix du baril, quelques voix s’élèvent pour prévenir de la future rareté de l’or noir. Le 22 février dernier, Fatih Birol, Directeur exécutif de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), a déclaré que la réduction historique des investissements dans l’amont pétrolier nous préparait à de « mauvaises surprises concernant la sécurité de l’offre » (i. e. : un marché sous tension et une remontée des prix) dans un avenir proche. 

Rabat-joie ou visionnaire ? La surabondance d’aujourd’hui précipite-elle vraiment le manque de demain ? Eclairage sur un phénomène inhérent à toute industrie reposant sur des cycles d’investissements de long terme.

Une réduction historique de l’investissement dans l’Exploration - Production (E&P)

L’investissement est la première victime des décisions des compagnies pétrolières qui cherchent à équilibrer leurs flux de trésorerie. Après plusieurs années de croissance, l’investissement dans l’E&P a vacillé l’an dernier. D’après l’AIE[i], il a reculé de 25% en 2015 et l’institution table sur un nouveau recul de 16 % en 2016. Ces chiffres révèlent toute l’ampleur de la crise actuelle : deux années de baisse consécutives ne se sont pas produites dans l’industrie depuis 1986.

Les majors investissent moins et continuent de satisfaire leurs actionnaires

Cette baisse de l’investissement est notamment visible chez les majors qui sont très attendues sur le versement de leur dividende. Ce dernier est le principal indicateur de performance retenu par les marchés et les compagnies sont très réticentes à l’idée de le revoir à la baisse. L’an dernier, ENI est la seule compagnie de premier plan à l’avoir revu à la baisse[ii]. Pour toutes ces entreprises, la diminution de l’investissement est un très bon levier pour retenir de la trésorerie et contenter l’actionnariat. Sur les six majors pétrolières, toutes ont réduits leurs investissements dans E&P l’an dernier [voir Figure 1].

Total avait bien anticipé cette baisse du cours en maintenant ses investissements sous contrôle ces dernières années. Le pétrolier français est donc la major qui a connu le recul le moins fort. Au contraire Shell, ExxonMobil et ConocoPhillips ont réalisés les coupes les plus spectaculaires avec respectivement -25%, -22% et -41%.Ces chiffres peuvent s’expliquer par l’exposition plus grande de ces compagnies aux gisements non-conventionnels et notamment les gisements de schistes américains. Ceux-ci ont des coûts complets plus élevés que les autres et sont les premiers dont la viabilité est remise en question.

Aux Etats-Unis l’industrie des hydrocarbures de schistes s’est préparé au déclin

En 2015 pourtant, les producteurs américains ont fait preuve d’une résilience surprenante : après un pic de production de liquide à plus de 14 millions de barils par jour (Mboe/j) en Avril 2015, la production US a reculé de seulement quelques centaines de milliers de barils par jour pour atteindre 13,5 Mboe/j[iii]. Pour résister, les producteurs d’hydrocarbures non conventionnels ont réalisés des efforts draconiens sur leurs coûts opérationnels et ont invité leurs fournisseurs à faire de même. Ils ont également pu compter sur leurs instruments de couverture financière pour limiter l’écrasement des marges pendant les premiers mois de la crise. Mais ces leviers sont à bout de souffle : le cycle de vie des gisements de schistes est seulement de 12 à 24 mois et des investissements sont nécessaires pour maintenir la production. Malheureusement, ces projets ne sont plus viables lorsque l’on considère leurs coût complet (coûts de l’investissement et coûts opératoires).

L’industrie a donc préparé son propre déclin en 2015.  En plus des principales « majors » concernées, les producteurs américains de taille plus modeste ont considérablement réduit leurs dépenses de capital l’an dernier [voir Figure 2]. Ces acteurs sont beaucoup moins robustes que les majors puisqu’ils n’ont ni la diversification géographique, ni la diversification sectorielle de leurs grandes sœurs. En 2016, des coupes encore plus spectaculaires sont attendues et la production devrait reculer de manière significative.

Les compagnies nationales doivent continuer l’alimentation des Etats en liquidités

Récemment, Sia Partners s’est intéressé aux mesures d’austérité prises par les pays pétroliers pour faire face à cette crise . En plus de rogner sur leurs dépenses, il est probable que les Etats fassent pression sur les compagnies nationales pour que celles-ci contribuent à l’effort national pour traverser la crise. Ces compagnies divulguent très peu d’informations mais il ne fait aucun doute qu’elles ont également réalisé des coupes dans leur programme d’investissement : c’est un moyen pour elles de continuer à alimenter les caisses de l’Etat. Cependant, les projets sur lesquels elles se positionnent ont des coûts relativement faibles et sont donc toujours viables économiquement.  Certains projets pourront même être lancés prochainement à condition que les fonds nécessaires aux forages soient disponibles et que cela soit compatible avec la stratégie nationale.

Malgré ces coupes drastiques, beaucoup de compagnies devraient se retrouver avec un flux de trésorerie négatif à la fin de l’année. D’après Wood Mackenzie, une réduction des dépenses de capital de 55 %[iv] serait nécessaire pour que les compagnies pétrolières soient à l’équilibre financier contre 16% prévue par l’AIE. D’après la même source, cette situation est supportable sur une durée d’environ deux ans avant que les entreprises n’aient à chercher de nouvelles sources de financement. Elles pourront cependant miser sur d’autres leviers tels que des cessions d’actifs ou baisses du dividende pour soigner l’état de leur trésorerie.

Vers un rééquilibrage du marché dans les années à venir

Des projets abandonnés et des champs en production qui vieillissent plus vite

Ces coupes s’effectuent à plusieurs niveaux et les nouveaux projets d’exploration production sont les premiers concernés. En effet, nombre d’entre eux étaient jugés très rentables il y a deux ans et ne le sont plus du tout avec cette nouvelle courbe de prix. Les compagnies qui cherchaient à les développer sont donc contraintes de les abandonner. Selon Wood Mackenzie, ce sont environ 380 milliards de dollars d’investissements[v] liés à des nouveaux projets qui ont été retardés ou annulés à la suite de la baisse des prix. Ce montant correspondant à 68 projets et vingt-sept milliards de barils de réserves. Les projets off-shore et notamment en eaux profondes sont les premiers impactés. Ils sont en effet extrêmement capitalistiques et il est très risqué  de les lancer avec de tels niveaux de prix du baril. L’exemple de la mer du Nord est frappant : l’investissement dans de nouveaux projets est attendu en recul de 90 % cette année[vi] ! Comme nous l’avons vu, ces coupes concernent également les gisements non conventionnels US qui ne sont plus rentables.

Mais les nouveaux projets ne sont pas les seuls affectés et les champs en exploitation en font également les frais. Le fait de réduire l’investissement courant sur les champs en production induit un vieillissement accéléré des installations et peut amener à une fermeture anticipée. De même, les décisions d’investissements liées à la récupération assistée du pétrole[vii] sont relativement capitalistiques puisqu’elles nécessitent de forer de nouveaux puits dits « d’injection ». Les compagnies pétrolières sont susceptibles d’abandonner ce type de pratique et de laisser les « dernières gouttes » de pétrole sous terre.

D’après l’AIE, le marché retournerait à l’équilibre en 2017

En résumé, dans les années à venir, non seulement les puits existants vieilliront plus vite, mais très peu de nouveaux projets viendront les remplacer, ce qui fait planer une incertitude sur la pérennité de l’offre à moyen terme. Ce constat général sera modulé par des stratégies individuelles : l’Iran souhaite augmenter sa production[viii]. Au final, ces nouvelles capacités devraient compenser très légèrement le déclin de la production existante. Mais l’offre résultante ne progressera pas aussi vite que la demande. L’AIE table sur une croissance régulière de la demande en pétrole d’environ 1,3 Mb/j dans les prochaines années ce qui mènerait à un rééquilibrage du marché d’ici 2017 [figure 3].

Figure 3 : Evolution de l’équilibre offre/demande du marché pétrolier d’ici à 2017.

La remontée des prix prendra du temps

Une remontée des prix certaine, mais pas pour tout de suite

Le marché du pétrole serait donc en sous-capacité dès 2018. Ceci devrait logiquement mettre le marché sous tension et amorcer une remontée des prix pour inciter les industriels à investir. Cependant, un léger retard devrait être observé. En effet, les stocks jouent un rôle de vases communicants : quand les prix sont bas, les acheteurs de brut stockent, et ils revendent cette marchandise plus tard, en espérant que la marge réalisée soit supérieure aux « coûts de portage »[ix]. Alors que le stockage modère la baisse des prix, le déstockage en contient la hausse et le potentiel d’amortissement des stocks est aujourd’hui très important. En Novembre dernier, l’AIE révélait que les stocks pétroliers des pays développés avaient atteint un record historique[x], dépassant les 3 milliards de barils. Ces stocks viendront donc amortir la remontée des prix lorsqu’ils seront restituéssur le marché.

Le baril ne devrait pas retrouver les sommets atteints ces dernières années

S’il ne fait aucun doute que les prix remonteront à moyen terme, beaucoup de spécialiste s’accordent à dire qu’un niveau de prix au-dessus de 100$ n’arrivera pas avant 2020[xi],[xii],[xiii]. Le développement de l’industrie des gaz de schistes américains et sa performance en termes de coûts ont profondément changé les fondamentaux du marché. Le pétrole apparaît maintenant beaucoup plus abondant et accessible. Auparavant, les acteurs clés étaient des producteurs nationaux  qui utilisaient leur pouvoir de marché pour entretenir la rareté de l’or noir et soutenir son cours. L’apparition des hydrocarbures non conventionnels a rebattu les cartes. Si la rareté venait à faire monter les prix aux niveaux extrêmes vus par le passé, cela réactiverait immédiatement les industriels privés et ceux-ci détendraient rapidement le marché (l’industrie américaine, très réactive, pourrait redémarrer en quelques mois). Pour beaucoup, le prix de 80 $ par baril est avancé comme convenable à la fois pour les consommateurs et les producteurs[xiv],[xv]. C’est donc peut-être autour de ce niveau que l’on verra fluctuer les prix dans la décennie à venir.

Vers une nouvelle phase de consolidation du marché ?

Bien que la période actuelle ne soit pas propice aux investissements « opérationnels » dans le secteur, l’investissement financier est actuellement très opportun : les capitalisations boursières ont beaucoup baissé ces derniers mois et notamment celles des compagnies les moins solides : les « juniors » américaines ont financé leurs projets avec des taux d’endettement astronomiques et elles ont actuellement un besoin urgent de liquidités pour faire face à leurs obligations. Les fonds d’investissement se tiennent en embuscade[xvi] alors que les majors, qui peuvent s’endetter à moindre frais, les regardent certainement du coin de l’œil. Dans les années 1990-2000, des taux d’emprunt très faibles et des prix du brut déprimés avaient mené à une très forte consolidation du marché. La ressemblance des circonstances est aujourd’hui saisissante et des fusions-acquisitions ont déjà eu lieu : en Janvier, Shell a finalisé le rachat du groupe BG pour 53 milliards de dollars. Et si 2016 marquait le début d’une nouvelle phase de renforcement du marché à grande échelle ?

Sia Partners


[i] Agence Internationale de l’Energie, 22 février 2016, « Oil market report »

[ii] Le dividende d’ENI est passé à 0,8 € par action contre 1,12 après l’exercice de 2014

[iii] US Energy Information Administration, Short-term energy outlook, US petroleum and other liquids section

[iv] Sur un échantillon constitué des 40 plus grandes compagnies pétrolières privées du monde

[v] Wood MacKenzie, 14 janvier 2016, “Pre-FID 2016: US$380bn of capex deferred”

[vi] The Telegraph, 23 février 2016, “North Sea oil investment to slump 90pc this year as losses mount”

[vii] Plus communément appelé Enhanced Oil Recovery ou « EOR »

[viii] Reuters, 20 février 2016, “Iran says it seeks to increase oil production by 700,000 bpd”

[ix] Coût de stockage + coût financier

[x] Financial Times, 13 novembre 2015, “Global oil inventory stands at record level”

[xi] Bob Dudley, PDG de BP, a déclaré que l’on ne reverrait pas le baril au-dessus de 100$ avant « très longtemps » (The Telegraph, 19 janvier 2016)

[xii] Le 12 Mai 2015 Un délégué de l’OPEP a déclaré que l’organisation voyait un baril en-dessous de 100 $ dans la décennie à venir d’après le Wall Street Journal

[xiii] Dans les scenarios de prix du World Energy Outlook 2015 publié par l’AIE, le pétrole se négocie entre 50 et 80$ en 2020

[xiv]  Déclarations des ministres angolais, vénézuélien et irakien rapportées par Reuters le 4 Juin 2015 : le prix juste du baril de pétrole serait de 75 ou 80 $

[xv] En Avril 2015, le ministre iranien de pétrole a déclaré qu’un prix de 80$ serait juste d’après Bloomberg

[xvi] Les Echos, 28 Février 2016, « Pétrole américain : les fonds d’investissement en embuscade ». Les fonds d’investissements ont levé 70 milliards de dollars pour investir dans le secteur de l’énergie en 2015

0 commentaire
Publier un commentaire

Plain text

  • Aucune balise HTML autorisée.
  • Les adresses de pages web et de courriels sont transformées en liens automatiquement.
  • Les lignes et les paragraphes vont à la ligne automatiquement.
Image CAPTCHA
Saisissez les caractères affichés dans l'image.
Back to Top