Vers une explosion du prix du pétrole?

L’analyste pétrolier américain Art Berman estime que la production pétrolière américaine va chuter de 50 % au cours de la prochaine année en raison d’une baisse marquée des forages. La production quotidienne moyenne, qui atteignait 12,3 millions de barils par jour en 2019, devrait se situer aux alentours de 7,8 millions de barils dans un an. L’idée d’une « indépendance énergétique américaine », qui était déjà un mythe en soi, devrait voler aux éclats et les États-Unis auront fort à faire pour acheter le pétrole manquant sur un marché international déjà soumis à de fortes pressions. Continuer la lecture de « Vers une explosion du prix du pétrole? »

Le Canada, champion des subventions pétrolières par habitant

Selon une étude de Oil Change International et de Friends of the Earth US publiée en mai, les subventions gouvernementales directes à l’industrie des carburants fossiles a augmenté ces dernières années, alors que l’appui aux énergies renouvelables diminuait. Fait intéressant, les États-Unis n’ont pas subventionné leurs carburants fossiles de manière aussi importante. Le pays ayant versé la plus grande masse de subventions est la Chine, tandis que le pays ayant consenti le plus grand effort financier par habitant est de loin le Canada.

Investissements fossiles per capita

De 2016 à 2018, la Chine a versé 24,8 milliards de dollars par année en subventions à son industrie des carburants fossiles – pétrole, gaz et charbon. Au Canada, les subventions ont atteint 10,6 milliards de dollars (américains) par année pour le pétrole et le gaz. La Japon est un joueur important dans ce domaine aussi, puisqu’il a versé 9,5 milliards par année, dont 4,2 dans son secteur du charbon, qui connaît une croissance rapide.

Ces chiffres prennent une tournure différente quand on les calcule en fonction de la population de ces pays. Ainsi, les dépenses américaines sont de l’ordre de 5 dollars par habitant, les chinoises, de 25 dollars et les japonaises, de 80 dollars. Le Canada est de très, très loin en tête de peloton avec des subventions fossiles atteignant plus de 280 dollars par personne et par année.

Ces résultats s’éloignent de ceux de plusieurs autres études internationales, qui mesurent des montants gigantesques. Plusieurs études, en effet, considèrent comme des « subventions » de simples crédits d’impôt pour les investissements (qui sont offerts également à toutes les industries) ou dans certains pays, des prix maintenus artificiellement bas pour permettre aux populations pauvres d’avoir accès à un minimum d’énergie, pour le gaz de cuisson, par exemple. L’étude de Oil Change International utilise une définition beaucoup plus restrictive, qui ne compte comme « subvention » que les montants directement versés aux entreprises produisant des carburants fossiles par l’État et ses organismes publics et parapublics (comme les organismes d’aide au développement économique, les agences d’aide à l’exportation ou les entreprises publiques).

Fossiles vs autres

Évolution des subventions

À l’échelle internationale (pays du G20) la part des subventions attribuée aux énergies propres est en légère hausse (15,6 à 18,5 %) par rapport à période 2013-2015, mais pour le reste, le charbon est en légère hausse aux dépens du pétrole et des « autres » projets énergétiques. La catégorie « Autres » regroupe des formes d’énergie comme l’hydroélectricité (22 % de cette rubrique), le nucléaire (5 %) et la biomasse, ainsi que d’autres projets non fossiles difficiles à classer, comme le transport et la distribution d’électricité (près de la moitié de la rubrique « Autres »).

Évolution 2013 vs 2016

Il est à noter aussi que la Chine, le Canada, la Russie et l’Italie figurent parmi les rares pays du G20 à avoir augmenté leur aide aux énergies fossiles depuis 2013.

En termes de subventions directes aux entreprises, les énergies propres ne reçoivent qu’une toute petite partie du total. Seules l’Allemagne et la France y attribuent plus d’argent qu’aux énergies fossiles. En ce qui concerne les énergies fossiles, l’Australie, le Brésil, l’Afrique du Sud et l’Inde se distinguent en étant les seuls pays qui subventionnent plus le charbon que le pétrole.

Tendances récentes

La Covid-19 a incité le gouvernement de l’Alberta (Canada) à offrir pour 5,3 milliards de dollars américains d’investissements et de garanties de prêts au projet de pipeline Keystone XL, de même que 1,9 milliard en aide aux puits abandonnés (permettant aux pétrolières de se soustraire à leurs responsabilités). Des crédits de plusieurs milliards de dollars ont également été mis à la disposition des entreprises. En comparaison, les États-Unis n’ont mis que 471 millions de dollars pour aider les petites et moyennes entreprises du secteur pétrolier à rembourser leurs dettes.

Les subventions chinoises aux carburants fossiles ont connu leur sommet en 2016. Les montants pour 2017 et 2018 se rapprochent du niveau de 2013-2015. Elles se caractérisent de plus par le fait que les investissements servent largement à financer de très grands projets dans d’autres pays comme le Brésil, l’Angola et la Russie : 53 % des financements entre 2016 et 2018 se sont partagés entre six projets seulement. Ces investissements massifs tendent de plus à attirer de grandes quantités d’investissements privés. Le gouvernement chinois envoie donc un très mauvais signal au monde financier.

Le Japon est un autre cas problématique. Bien que ce pays reste un joueur de premier plan dans les énergies renouvelables, il a également doublé ses subventions à l’industrie du charbon depuis la période 2013-2016. Le pays prévoit construire 22 centrales au charbon et stimule la production de ce carburant dans d’autres pays comme le Vietnam, le Bangladesh et l’Indonésie. Le pays a récemment reconnu sa « dépendance au charbon » et parle de cesser son appui à cette filière, mais la décision officielle tarde à venir.

Source :

Oil Change international et Friends of the Earth US, Still Digging: G20 Governments Continue to Finance the Climate Crisis

Pétrole : le prix et la demande se rétablissent graduellement

Les médias ont été prompts à souligner la débandade des prix du pétrole en avril. Ils montrent moins d’empressement à parler de leur redressement actuel, qui est lent mais soutenu. Les contrats à terme à prix négatif n’ont duré que quelques jours et le prix du pétrole a aujourd’hui retrouvé son niveau du début de mars. Il reste déprimé, mais pas à un niveau représentant un enjeu existentiel immédiat pour l’industrie pétrolière.

Prix du pétrole 2020

Le cours du pétrole s’est stabilisé

Le cours du WTI (pétrole américain) était d’environ 61 dollars au début de janvier. Celui du Brent (pétrole de la mer du Nord) atteignait pour sa part 69 dollars. La demande pétrolière a montré des signes de ralentissement dès l’automne 2019, mais les prix se sont maintenus jusqu’au début du confinement en Chine. Celui-ci a provoqué une chute modérée de la demande pétrolière et les prix ont connu une lente glissade en février.

Contrairement à ce que l’on entend souvent, l’arrivée de la crise de la covid-19 en Occident, en mars, n’a pas marqué de chute prononcée du cours du pétrole. Le marché avait prévu le coup et s’était ajusté dès février. Le bref épisode des prix négatifs en avril était lié aux contrats à terme, c’est à dire aux financiers qui avaient spéculé sur le prix du pétrole trois ou six mois plus tôt. Ces spéculateurs, qui avaient acheté des contrats d’achat de pétrole sans aucune intention de se faire livrer le produit, ont dû revendre ces contrats à n’importe quel prix, sous peine de recevoir tout ce pétrole dont ils n’avaient nul besoin. Une fois ces contrats liquidés, les cours se sont rapidement remis et sont maintenant de l’ordre de 32 dollars.

Rystad demande 1

État de la demande pétrolière

La firme d’information Rystad note que la demande pétrolière mondiale a atteint un creux à 72 millions de barils par jour en avril, contre près de 100 au début de l’année. Bien que spectaculaire, ce creux devrait être en grande partie résorbé en décembre. Pour l’ensemble de l’année 2020, la demande devrait atteindre 89 millions de barils en moyenne, alors qu’on s’attendant à 100. L’Europe sera le continent le plus touché avec une chute de la demande de 38 % en avril et 13 % sur toute l’année.

Rystad demande 2

Le secteur le plus touché est celui du carburant d’aviation, qui va baisser de 33% sur l’ensemble de l’année. Il y a des signes de reprise. Après de 10 à 12 semaines de confinement, de 85 à 95 % des vols sont toujours annulés en Europe. Mais après 18 semaines de confinement, le taux de vols annulés n’est que de 29 % en Chine. De manière générale, l’industrie aérienne de l’Asie semble mieux résister à la crise que celle du reste du monde.

Rystad investissements 1

Les investissements des firmes pétrolières spécialisées dans l’exploration et la production des puits existants devraient diminuer d’environ 25 % cette année. C’est une chute marquée, mais qui reste moins brutale que celle que l’industrie a connue de 2014 à 2016. Les secteurs du pétrole de schiste et des sables bitumineux seront affectés par une baisse spectaculaire des investissements (-48 et -42 %, respectivement) mais l’activité se maintiendra mieux dans le secteur plus rentable des forages extracôtiers (de -12 à -16 %).

Rystad investisements 2

Toutefois, les investissements dans la mise en exploitation de nouveaux puits diminueront de manière brutale en 2020. La fracturation hydraulique, en particulier, est passée 1 238 forages en février à 337 en avril. Rystad s’attend à une timide reprise en 2021 avant d’en revenir à une expansion plus soutenue en 2022. Cette baisse des nouveaux investissements productifs est facile à comprendre dans un contexte de faible demande. L’industrie préfère entretenir ses équipements existants et prévenir leur fermeture, tout en explorant assez pour regarnir son portefeuille de projets en prévision de la relance.

Sources :

La fermeture de puits de pétrole, une option risquée et coûteuse

S’il y a une chose que les entreprises pétrolières cherchent à éviter à tout prix, c’est la fermeture temporaire de puits. Car le redémarrage est toujours coûteux et il est souvent impossible de retrouver le débit d’origine. Au point où certains experts se demandent si les fermetures actuelles, loin de préserver la ressource, n’accéléreront pas la déplétion pétrolière. Et au point aussi où les ingénieurs russes envisagent de brûler le pétrole excédentaire, plutôt que de ralentir la production.

La crise de la covid-19 s’est traduite par une diminution rapide et très marquée de la demande en pétrole, de l’ordre de 25 à 30 % en avril. Cette baisse devrait se résorber en grande partie d’ici la fin de l’année, mais les pétrolières, confrontées à une chute massive du prix du pétrole et à un manque de réservoirs de stockage, sont confrontées à un dilemme difficile : doivent-elles tolérer leurs pertes de revenus ou diminuer leur production?

Pour le profane, la décision de réduire la production paraît évidente. Mais un puits de pétrole n’est pas un robinet dont on peut faire varier le débit selon les besoins. Ou bien il fonctionne à plein régime, ou bien il est fermé. Il y a bien des vannes, mais elles ne servent que lors de courts entretiens ou d’arrêts d’urgence. Et les pétrolières savent que la décision de fermer de manière prolongée comporte trois conséquences graves :

  • les puits rouverts risquent de ne jamais retrouver leur volume de production d’avant

  • les équipements de pompage devront être remis en état à grand frais

  • d’autres équipements, comme les raffineries et les pipelines, ne pourront pas être maintenus en activité.

Chevalet_de_pompage_(pumpjack)_-_Puit_de_pétrole_à_Vaudoy-en-Brie_-_panoramio_(1)

Conséquences sur les puits

Un gisement pétrolier est une structure complexe, où différents grades de pétrole ont sédimenté dans une roche poreuse. La mise en exploitation met toute cette matière en mouvement. Tout arrêt du pompage risque de boucher les pores de la roche avec des sédiments ou de la paraffine, ce qui signifie que la production peut être durablement réduite de moitié, voire de 100 % lorsque l’on reprend le pompage. Cette perte de productivité ne se produit pas à tout coup et il est parfois possible de réparer une partie des dégâts en injectant des produits chimiques dans le puits. Mais on comprend les pétrolières de chercher à éviter les risques ou les coûteux travaux de remédiation.

En plus des enjeux géologiques, le processus de fermeture lui-même est risqué. Pour fermer un puits, on utilise une plate-forme de forage spéciale, qui injecte une boue épaisse à la tête du puits pour bloquer le flux de pétrole et de gaz. Ceci provoque, à une échelle réduite, la fermeture des pores de la roche, modifie la pression à l’intérieur du puits et complique fatalement la reprise de la production. Le puits lui-même est également bouché en y déversant du ciment.

Pour reprendre la production, il faut apporter une nouvelle plate-forme, forer le bouchon de ciment et pomper les boues qui bloquent l’arrivée au puits et espérer que le pétrole se remette à couler. Lorsque cela échoue, il faut refaire le forage à neuf, injecter des produits chimiques ou même procéder à de la fracturation hydraulique. Ces opérations sont coûteuses et si toutes les pétrolières repartent leurs activités en même temps, les équipes de travail en viennent à manquer. Lors de la dernière sortie de crise, certains travaux de remise en état ont dû attendre jusqu’à un an ou deux.

Les sables bitumineux de l’Alberta présentent des enjeux comparables. On y sépare le bitume du sable en injectant de la vapeur sous le sol. La chaleur et la pression doivent être maintenues en tout temps, sans quoi le bitume peut figer dans le réservoir et dans les installations. Au mieux, la reprise de la production peut exiger des mois de travail, au pire, l’arrêt peut provoquer une baisse permanente du débit de l’installation.

Les plates-formes de forage en mer présentent leurs propres défis. Si l’on cesse de pomper, le gaz naturel sous pression va rapidement se transformer en hydrate de méthane dans les canalisations sous-marines et les boucher. Les pipelines sous-marins qui transportent les hydrocarbures vers la côte sont particulièrement menacés. Relancer la production des installations offshore est si difficile qu’il s’agit de la toute dernière option pour les pétrolières – et la facture peut atteindre de 50 à 100 millions de dollars.

Une facture salée

La mise hors service d’un puits coûte cher. Dans le cas d’un puits à haut débit, retirer la pompe électronique submersible coûte environ 150 000 dollars. Pour un puits à débit moyen, la facture est d’environ 75 000 dollars. L’environnement souterrain est corrosif et il faut également prévoir un traitement chimique d’une valeur de 2 000 à 5 000 dollars pour protéger l’équipement qu’on ne peut pas retirer du puits.

Les coûts de redémarrage sont également importants. Nettoyer le puits de l’eau qui s’y est accumulée coûte de 10 000 à 20 000 dollars. Dans un puits à haut débit, réparer la pompe submersible coûte environ 150 000 dollars et la remplacer coûte le double, simplement pour l’équipement. La facture peut atteindre de 400 000 à 500 000 dollars en ajoutant le coût du travail. Même dans un puits à faible débit, remettre l’équipement en état coûte au bas mot 50 000 dollars.

La facture de produits chimiques pour restimuler un puits conventionnel qui a perdu de son débit s’établit entre 50 000 et 100 000 dollars. S’il faut reprendre la fracturation hydraulique d’un puits de pétrole de schiste, il faut plutôt compter de 3 à 5 millions de dollars.

Il faut garder à l’esprit que des milliers de puits sont en jeu. Au Dakota du Nord, 6 200 puits, la plupart à débit modeste en et fracturation hydraulique, sont déjà fermés. Avec les frais de redémarrage évoqués, la facture pourrait atteindre quelques milliards de dollars. En Louisiane, près de 17 000 puits pourraient fermer pendant la crise. Au Texas, les chiffres sont plus élevés encore.

La facture est déjà difficile à absorber pour les puits à début moyen. Mais elle ne se justifie pas du tout pour les anciens puits en fin de vie, qui produisent souvent moins de 10 barils par jour. Ces puits sont condamnés à poursuivre leur production ou à cesser leur exploitation à tout jamais. Comme ils sont très nombreux, représentant près 11 % de la production pétrolière américaine, la perte pourrait être notable pour l’industrie.

Raffinerie

Autres conséquences

La plupart des raffineries ne peuvent pas fonctionner à moins de 60 ou 70 % de leur capacité. Une poignée peut fonctionner à 50 %, mais pas moins. Si la production pétrolière diminue, certaines raffineries devront donc fermer, temporairement ou définitivement. La production des raffineries américaines a déjà chuté de 30 %, ce qui les approches du seuil de fermeture. Le risque est d’autant plus grand que la consommation américaine de produits pétroliers a chuté de 18 à 5 millions de barils par jour pendant la crise.

Ici encore, on parle d’équipements qui doivent fonctionner en continu et qui risquent de s’endommager à l’arrêt. Certaines raffineries anciennes et plus marginales pourraient donc être financièrement incapables de repartir après une pause. On estime que les États-Unis pourraient perdre de 1 à 2 millions de barils par jour de capacité de raffinage au terme de la crise.

Un autre équipement qui inquiète est le pipeline de l’Alaska. S’il ne maintient pas un débit d’au moins 400 000 barils par jour, le pétrole circule si lentement qu’il se refroidit sérieusement sous l’action du pergélisol environnant. Dans ces conditions, il se formerait des cristaux de glace et de la paraffine qui risqueraient de bloquer les tuyaux et d’endommager les pompes. La production de pétrole est en déclin en Alaska depuis des années et le pipeline est déjà utilisé à sa capacité minimale. Une baisse de production modérée risquerait donc de condamner le pipeline, rendant toute production impossible faute de transport. En somme, tout le pétrole de l’Alaska pourrait se tarir d’un coup.

Une décision difficile à prendre

Dans ce contexte, on comprend pourquoi les pétrolières sont si réticentes à réduire leur production, même lorsqu’elles sont endettées ou en faillite et que le coût du pétrole est si bas qu’elles doivent produire à perte. La relance coûte cher et les puits risquent une baisse de production permanente. Certains producteurs russes affirment même qu’ils préfèrent brûler le pétrole invendu à fermer des puits. Par ailleurs, certains contrats d’occupation du sol exigent que les pétrolières pompent le pétrole, sous peine de voir les droits d’exploitation transférés à leurs compétiteurs!

Certains analystes estiment que l’industrie pétrolière sortira de la crise en si mauvais état qu’il lui sera impossible de financer le redémarrage des puits fermés. Comme aucune solution de rechange au pétrole ne sera massivement en place à ce moment, on commence à évoquer la possibilité d’une nationalisation au moins partielle de l’industrie pétrolière américaine.

Et le pic pétrolier, dans tout cela?

Au début de la crise, certains observateurs ont cru que la crise de la covid-19 allait retarder le pic pétrolier (ou ses conséquences, s’il a déjà eu lieu en octobre 2018, comme il semblerait) en raison d’une plus faible consommation de pétrole. Elle pourrait au contraire l’accélérer quelque peu. Certains puits seront définitivement fermés et d’autres ne retrouveront jamais leur niveau de production d’antan. De plus, les pétrolières à bout de souffle financièrement auront du mal à lancer de nouveaux projets.

On peut donc s’attendre à ce que la surabondance actuelle de pétrole fasse peu à peu place à une pénurie croissante. Les pompes ne vont pas se tarir du jour au lendemain, mais les prix devraient repartir à la hausse et la ressource pourrait manquer pour alimenter la croissance économique. Certains s’en réjouiront, mais il faut garder à l’esprit qu’une crise énergétique larvée pourrait aussi réduire notre capacité à mener une transition énergétique efficace.

Source :

Energy Skeptic, Will covid-19 delay peak oil?

Plus que 35 ans de charbon aux États-Unis

Existe-t-il vraiment des réserves de charbon pour plusieurs siècles? Plusieurs spécialistes de la question ont émis de sérieux doutes à ce sujet dans le passé, mais les réserves mondiales de charbon demeurent très mal connues et les études géologiques de qualité sont rares. De récents travaux, très peu rapportés dans les médias, ont permis de ramener les réserves du plus grand gisement américain de 250 à… 35 ans. La réalité, c’est que la majeure partie de la ressource en place demeure totalement inexploitable. Continuer la lecture de « Plus que 35 ans de charbon aux États-Unis »

La demande pétrolière en baisse de 6,4 % en 2020

Rystad Energy, l’agence de renseignement privée du secteur pétrolier, a publié hier une mise à jour de son rapport sur les effets de la Covid-19. L’accent est mis sur les effets de la crise sur le secteur énergétique. On prévoit une baisse de 6,4 % de la demande pétrolière sur l’ensemble de l’année 2020. La firme indique aussi que la pandémie montre d’évidents signes de ralentissement en Europe occidentale. Le nombre de décès devrait rester modéré, compte tenu des quantités très élevées de personnes réellement infectées. Continuer la lecture de « La demande pétrolière en baisse de 6,4 % en 2020 »

L’épidémie en train de se stabiliser

L’expert pétrolier Jean Laherrère a eu l’idée d’appliquer à la Covid-19 les méthodes d’analyse qu’il utilise pour prévoir l’échéance du pic pétrolier. Selon lui, l’épidémie serait proche de son sommet ou l’aurait déjà dépassé en France, en Italie et en Espagne. Sa méthode lui permet aussi d’estimer le nombre de morts que fera ultimement la maladie dans divers pays – entre 5 000 et 10 000 en France. Continuer la lecture de « L’épidémie en train de se stabiliser »

Covid-19 : 2,9 millions de Français atteints le 1er mai?

Près de 2,9 millions de Français pourraient être atteints de Covid-19 d’ici le 1er mai, pour un total de 19,2 millions de cas dans le monde. La crise sanitaire, bien que brutale, aura toutefois un effet limité sur la production pétrolière mondiale, qui ne devrait diminuer que de 4 % en 2020. Il s’agit là des principales conclusions d’un rapport à diffusion limitée publié le 24 mars par Rystad Energy, l’un des leaders du renseignement pétrolier dans le monde. Continuer la lecture de « Covid-19 : 2,9 millions de Français atteints le 1er mai? »

Les ventes mondiales de VÉ ont reculé de 14 % en juillet

Les ventes mondiales de véhicules électriques ont chuté de 14 % en juillet dernier. C’est la première fois qu’on observe un tel déclin, les ventes de VÉ montrant ordinairement une progression soutenue. Le ralentissement général qui affecte actuellement l’industrie automobile y est certainement pour quelque chose. Mais le principal moteur de ce déclin est le retrait partiel des subventions à l’achat de VÉ en Chine. Continuer la lecture de « Les ventes mondiales de VÉ ont reculé de 14 % en juillet »

L’Amérique latine devient un importateur net de pétrole

L’Amérique latine consomme aujourd’hui plus de pétrole qu’elle n’en produit et à ce titre, est devenue une région importatrice de pétrole. C’est la conclusion à laquelle en arrive l’analyste argentin Demián Morassi, à la lumière des données publiées dans la récente édition du BP Statistical Review of World Energy. Cette nouvelle donne n’est pas une surprise complète, dans la mesure où l’Amérique latine a atteint son pic de production pétrolière dès 2006. Continuer la lecture de « L’Amérique latine devient un importateur net de pétrole »