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L'Usine de l'Energie

Dans l'ère du pétrole low-cost

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Les pétroliers et parapétroliers doivent réduire leurs charges, assainir le secteur et innover pour faire face à la nouvelle donne : une production à bas coût et une chute brutale des prix du baril.

Dans l'ère du pétrole low-cost
Léger répit pour les raffineries européennes. Ici le site de Feyzin, près de Lyon.
© D.R.

Moins de 50 dollars le baril, moins de 40, moins de 30 ? Chacun y va de sa prévision sur le cours du pétrole. La chute amorcée en juillet se confirme, depuis que l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep), réunie le 27 novembre à Vienne, a refusé de réduire sa production. Ce choix de laisser le marché corriger le niveau de l’offre est délibéré de la part de pétromonarchies – l’Arabie saoudite en tête, mais aussi le Koweït et les Émirats arabes unis – désireuses de calmer la fièvre des hydrocarbures non conventionnels en Amérique du Nord et des grands projets russes. Comme en témoigne le ministre émirati de l’Énergie, Suhaïl Mazroui : "Nous avons connu une surproduction venant essentiellement du pétrole de schiste, et cela doit être corrigé." Un grand patron français tempère : "Les Saoudiens savaient très bien ce qu’ils faisaient, mais je ne serais pas surpris qu’eux-mêmes soient dépassés par la vitesse et l’ampleur du phénomène."

En réalité, le cartel pétrolier – qui rassemble douze des principaux pays exportateurs, à l’exception notable de géants comme la Russie, le Canada, le Brésil, la Chine et, surtout, les États-Unis – sait que le contrôle des prix de l’or noir est en train de changer de mains. De fait, l’Opep n’assure plus qu’un tiers de la production et, en 2014, la Russie, l’Irak et les États-Unis ont produit à des niveaux records. Résultat : trop de pétrole arrive sur le marché au moment où la croissance de la demande ralentit. Les coupes dans la production qu’aurait pu décider l’Opep – 500 000, voire 1 million de barils par jour (Mbj) – ne compenseraient pas un surplus évalué à 1,8 Mbj !

Depuis plusieurs mois, les entreprises du secteur avaient déjà entrepris de réduire de façon drastique leurs investissements. « Avant même que les prix du baril baissent, nos clients avaient exprimé leur souhait de voir émerger des solutions moins coûteuses, explique Thierry Pilenko, le PDG de Technip. Au fil du temps, les projets pétroliers ont dérivé. » Ces dernières années, EY a recensé 365 projets pétroliers de plus d’un milliard de dollars, dont 64 % dépassent leur budget et 73 % sont en retard. Les causes sont multiples : milieux plus complexes (éloignement des côtes, profondeur, réservoirs acides, hautes pressions), exigences d’emplois locaux, réglementations accrues…

Coupes budgétaires

Première victime des coupes budgétaires : l’emploi (9 000 licenciements chez Schlumberger, 1 000 chez Halliburton), et surtout l’exploration-production. Total a annoncé qu’il lui consacrerait 26 milliards de dollars en 2015 et 25 milliards en 2017, après un pic à 28 milliards en 2013. Les coupes sont plus franches encore chez les indépendants : le britannique Premier Oil et le canadien Vermilion réduisent leurs budgets d’exploration de 40 %. Chez les petits acteurs américains, la diminution flirte avec les 60 %. « La baisse n’a pas été anticipée et, pour ces acteurs, le réveil est brutal. Il faut réagir vite ou mourir », explique Sandrine Cauvin, gérante chez Turgot AM. Ensuite viendront les réductions d’effectifs [voir l’infographie] et la renégociation des contrats. « Les prix des services pétroliers avaient augmenté au-delà du raisonnable », affirme un pétrolier, qui estime que le secteur « avait bien besoin d’un réajustement pour repartir sur des bases plus saines ».

Jean Ropers, le président du Groupement des entreprises parapétrolières (GEP), évoque aussi une dérive. « Les organigrammes étaient truffés de consultants sous contrat qui n’avaient pas toujours intérêt à proposer des solutions satisfaisantes, explique-t-il. Leur sortie est un premier assainissement. Il faut aussi considérer que la saine concurrence entre fournisseurs d’équipements et de services parapétroliers devrait connaître une vigueur nouvelle. »

Dans la filière, les premiers touchés par la baisse du volume d’affaires se situent en amont, chez les acteurs de la sismique comme le français CGG. L’entreprise s’était engagée fin 2013 dans un plan sur trois ans visant à réduire sa position dans les secteurs exposés – l’acquisition des données – au bénéfice des équipements, au chiffre d’affaires récurrent. Il sera finalement réalisé en un an. Dans l’exploitation elle-même, de nombreux projets sont repoussés ou abandonnés. Début janvier, le pétrolier norvégien Statoil a renoncé à trois licences dans l’ouest du Groënland. L’Arctique, cher et complexe, perd de son attrait.

Vers une standardisation

Dans l’aval enfin, les deux géants Qatar Petroleum et Shell ont annulé la construction d’une usine pétrochimique de 6,4 milliards de dollars sur le site gazier géant de Ras Laffan au Qatar. Le pipeline géant Keystone, un projet de 8 milliards de dollars qui doit relier sur 3 500 kilomètres le Canada et le sud des États-Unis, voit son avenir compromis.

D’une manière générale, les pétroliers, qui évaluaient la rentabilité de leurs projets sur la base d’un prix du baril d’au moins 80 dollars, sont dans l’obligation de repenser le profil de leurs investissements. La tendance est désormais à plus de flexibilité et de réactivité, avec des durées d’immobilisation des capitaux plus courtes, comme c’est le cas dans les huiles de schiste qui exigent des forages nombreux avec une entrée en production rapide mais une espérance de vie courte.

L’effondrement des prix pousse à l’innovation. L’un des sujets de discussion entre les pétroliers et leurs fournisseurs est la standardisation. « L’effet de série permettrait de réduire les coûts, plutôt que de réinventer la roue à chaque projet », explique Olivier Appert, le président de l’Ifpen (Institut français du pétrole Énergies nouvelles). « La standardisation est un grand enjeu, mais ce sujet n’est pas complètement mûr dans notre industrie. Nous nous adaptons aux contextes géographiques et géologiques locaux et il y a très peu de modèles qui se répètent dans les installations pétrolières et gazières », tempère Christophe Sassolas chez Total.

L’autre piste explorée est la digitalisation, tel le développement de la sismique 3 D, qui a accru la performance des forages. « Il y a tout un champ de réflexion à mener autour des big data », confirme Olivier Appert. Dans un premier temps, les pétroliers déploient des outils de télérelève et de télésurveillance sur leurs actifs peu accessibles, comme des plates-formes en mer, pour réduire à la fois le besoin d’hommes et les coûts logistiques.

Diversification et consolidation

Pour compenser la perte de rentabilité, pétroliers et parapétroliers doivent enfin diversifier leurs activités. « Selon moi, la seule solution durable est effectivement de proposer un spectre élargi de solutions à nos clients », affirme Thierry Pilenko [lire également pages 29 et 30]. L’américain GE, qui a investi le secteur pétrolier ces dernières années, donne l’exemple en lançant une activité de conseil pour le pétrole offshore en association avec son compatriote McDermott International. « La complexité croissante des projets pétroliers a multiplié les interfaces avec les sous-traitants. Afin de les clarifier, nous sommes en train d’augmenter notre capacité d’ingénierie en interne », explique Christophe Sassolas, directeur chez Total du programme 4C & D (change, culture, competent costs and deliver) visant à optimiser le coût des projets.

Mais ce gain de compétences passera surtout par de larges mouvements de consolidation. L’américain Halliburton, en acquérant son compatriote Baker Hughes pour 34,6 milliards de dollars, a donné naissance au nouveau leader mondial, devant Schlumberger (en chiffre d’affaires). Technip a également tenté sa chance en lançant une offre sur CGG, en vain. « Il y a eu une erreur de timing. Il est arrivé trop tôt, avant la réunion de l’Opep et la baisse brutale des cours », juge Sandrine Cauvin, qui voit bien le français revenir à la charge à l’avenir. « C’est le bon moment pour créer un géant européen dans le domaine », confirme Christopher Dembik, analyste chez Saxo Bank. D’autres envisagent pour Technip un rapprochement avec l’italien Saipem. Cette nouvelle entité franco-italienne pourrait faire face aux poids lourds américains et aux nouveaux arrivants asiatiques. À moins que GE ne profite de la souffrance du secteur pour s’offrir l’un des deux, comme il l’a fait avec Alstom.

Les cibles de choix des compagnies nationales et internationales seront les juniors et ETI de l’exploration-production, financées sur de la dette et qui n’ont pas l’assise financière nécessaire pour supporter durablement la baisse des cours. Les majors, qui abandonnent des projets coûteux (point mort entre 80 et 130 dollars le baril), lorgnent, pour maintenir leur production, les projets de qualité (entre 20 et 80 dollars le baril) actuellement entre les mains de ces indépendants. « Plusieurs acteurs du pétrole et du gaz de schiste en Amérique du Nord, très endettés, pourraient disparaître dans les mois à venir », confirme Francis Duseux, le président de l’Union française de l’industrie pétrolière (Ufip).

Plusieurs observateurs voient dans cette réorganisation une chance d’assainir le secteur. « Comment récupérer les bons projets de mauvaises compagnies ? Il suffit de se débarrasser de ces dernières… Le secteur pétrolier est entré dans l’ère du darwinisme », assure Jeffrey Currie, le directeur du département matières premières chez Goldman Sachs.

Kashagan, symbole de la démesure pétrolière


Depuis quelques années, les pétroliers ont entrepris des projets de plus en plus grands dans des milieux de plus en plus complexes. Plusieurs chantiers ont connu des dérives financières et d’importants retards. Celui de Kashagan au Kazakhstan est un exemple emblématique. Découvert en 2000, ce champ était un vrai Graal avec 13 milliards de barils récupérables. Lancé en 2004, son développement a nécessité la coopération de sept pétroliers (Total, Eni, Shell, ExxonMobil, KazMunayGas, CNPC, Inpex). Le projet compte un atoll artificiel accueillant 12 puits en mer Caspienne, régulièrement gelée, et 200 kilomètres d’oléoducs. Les premières gouttes de pétrole sont produites en 2013 avec huit ans de retard. Le coût fut multiplié par cinq, atteignant 50 milliards de dollars. Problème, dès les premières semaines, les pipelines fuient. Leur remplacement entraîne un surcoût de 3 milliards. Le redémarrage est prévu au second semestre 2016.

Consommateurs et raffineurs profitent de la baisse

Si les pétroliers et parapétroliers souffrent de la baisse brutale des cours du pétrole, il y a aussi des gagnants. À commencer par les pays fortement importateurs comme la France. Sur la base des cours du baril actuel, la France va économiser 5 milliards d’euros sur ses importations en 2014 et près de 20 milliards en 2015. « Cette baisse des cours du pétrole est un fantastique cadeau fait aux consommateurs. C’est comme une baisse d’impôts et cela va faire du bien au PIB et à la croissance », affirme Francis Duseux, le président de l’Union française de l’industrie pétrolière (Ufip). Avec ces cours bas, le raffinage européen reprend également son souffle. Souffrant chroniquement de marges inférieures au point mort, il a dû se restructurer. Rien qu’en France, 24 % des capacités de raffinage ont été fermées en cinq ans. De nouvelles fermetures sont prévues : elles ne sont que repoussées, car une surcapacité demeure en Europe. Sans compter qu’avec la loi de transition énergétique, en cours d’adoption, la France s’est engagée dans une réduction de 30 % de sa consommation de produits fossiles d’ici à 2030. 

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