Catégorie : énergie fossile

                        Le Department of Energy dans sa rubrique hebdomadaire "This Week in Petroleum" a présenté un graphique qui illustre parfaitement la croissance des aléas dans les raffineries américaines. Ce graphe montre l’ampleur des arrêts programmés ou non programmés des unités de distillation américaines entre les mois de Janvier et Mai sur plusieurs années. Le saut qualitatif depuis 2006 est "cristal clair". Une partie de cette variation brusque est attribuable à deux raffineries celle de BP à Texas City et celle de Valero Mc Kee qui expliquent plus de la moitié des incidents non programmés en 2007. La montée des arrêts programmés traduit également le vieillisement de l’outil de raffinage américain ainsi que la montée de la sévérité des contrôles et des sanctions de la part de l’administration US.

                           Le régulateur US qu’est la "Securities Exchange Commission" (SEC) est sur le point de moderniser les règles d’évaluation des réserves de Pétrole et de Gaz Naturel des Groupes pétroliers cotés à la Bourse de New York. Ces nouvelles règles qui tiennent compte de propositions de l’industrie pétrolières prendraient en compte de nouvelles réserves qui ne sont pas à ce jour admises. C’est le cas par exemple des sables bitumineux qui sont parfois communiqués à la SEC pour information, mais qui n’entrent pas dans l’évaluation officielle (Shell par exemple en 2006  a déclaré 1.38 milliards de barils de bitume, Exxon 0.72 mrd de barils représentant respectivement 33% et 7% de réserves de pétroles en plus). Les futures règles prendraient en compte les nouvelles technologies et les nouveaux procédés d’extraction. Ces nouvelles règles vont majorer les valeurs des réserves publiées à ce jour et vont essayer de donner une image plus fiable des "droits à produire" de chacun des pétroliers.

                             Mais, malgré tout, il restera toujours la valeureuse incertitude du métier de pétrolier qui peut se faire à tout moment, exproprier par n’importe quel démagogue, en mal de popularité, malgré l’existence de contrats gravés dans le marbre.

                   Les nationalisations des exploitations pétrolières au Venezuela en 2007 devaient avoir un impact sur les réserves de pétrole des Sociétés concernées. Les premiers résultats publiés nous informent de l’amplitude du phénomène. Pour ExxonMobil et ConocoPhillips qui ont quitté le Venezuela les choses sont à peu près claires. Exxon a annoncé un impact de ce départ sur ses réserves 2P (prouvées et probables) de 1,6 milliards de barils, et un calcul simple permet d’estimer la baisse des réserves prouvées à un peu moins de 0,5 milliard de barils. ConocoPhillips annonce pour sa part une perte vénézuelienne de ses réserves prouvées de 1,089 mrds de barils, ce qui est considérable pour cette entreprise de la taille de Total.

                          En ce qui concerne Total, l’impact de la cession de 16,5% des parts de Sincor au pétrolier national PDVSA, fait baisser le taux de renouvellement des réserves prouvées de façon importante à 0.23%. Ceci se traduit par une nouvelle baisse des réserves prouvées de liquides en 2007 de 0,7 milliards de barils, ce qui est considérable pour une cession partielle de Sincor.  Ce résultat est particulièrement décevant et s’inscrit dans un mouvement continu de baisse des réserves prouvées de pétrole pour Total de 1,5 mrds de barils en quatre ans, malgré une amorce de pallier en 2006. (FIG.). Par contre les réserves de gaz sont stables ou légèrement croissantes, mais il ne faut pas oublier qu’un baril de gaz ne vaut que la moitié de celui d’un baril de pétrole, et donc que la colonne total qui ajoute des "carottes et des navets" n’a que peu de signification.

                   Ces mouvements de stocks très variables d’une Major à l’autre montrent le peu de fiabilité que l’on peut accorder à ces chiffres qui sont cependant une des clés de valorisation de ces Groupes.

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                         L’Arabie Saoudite attend avec impatience le démarrage des productions de pétrole du champ de Khursaniyah qui devraient atteindre 500 mille barils par jour. Ces productions devraient arriver sur le Marché dans deux mois environ selon un membre de la Société d’Etat Aramco. Ce démarrage arrive avec trois ou quatre mois de retard sur le planning initial. Ces retards, d’après ce représentant officiel, ne devraient pas remettre en cause l’objectif de capacité de production de 12 millions de barils par jour, pour la fin de 2009.

                           La capacité de production de pétrole de l’Arabie Saoudite est un point clé pour l’orientation des politiques de productions de l’OPEP. L’Arabie n’est forte au sein de l’oligopole que si elle peut menacer les plus durs de produire plus et à leur place. Ces nouvelles productions devraient donc s’accompagner d’un come back du leadership des saoudiens qu’on entend peu en ce moment, dans un théatre monopolisé  par l’inénarrable  braillard venezuélien.

                                 Malgré les nombreux incidents imputables au MEND, mouvement dit de "libération" du delta du Niger, les productions de pétrole du Nigeria sont à ce jour de 2,1 millions de barils par jour. Dans les mois à venir de nouvelles productions vont démarrer. Tout d’abord le projet NGL2 d’Exxon démarrera le mois prochain avec une production de 45 mille barils par jour. Cette nouvelle production confirmera la première place d’Exxon comme premier producteur de pétrole du delta du Niger. Par la suite le projet offshore d’Agbami, opéré par Chevron devrait entrer en production à mi-année pour monter en production jusqu’à 230 mille barils par jour. Enfin le projet Akpo de Total est aussi attendu pour la fin de l’année ou le début 2009.

Les productions du Nigéria devraient donc croître régulièrement cette année pour atteindre 2.3 millions de barils par jour pour un quota OPEP de 2.16 millions bl/jour.

                    Exxon a annoncé l’état de ses réserves prouvées en ne distinguant pas gaz et pétrole. Il ressort de sa publication assez tordue que compte tenu de ses découvertes, des prix du gaz et du pétrole à fin Décembre 2007 et de son expropriation du Venezuela le renouvellement des réserves s’élève à 76% de la production annuelle. En 2007 Exxon a produit 1,53 milliards de barils équivalents de pétrole et de gaz, ce qui veut dire que ses réserves prouvées ne se seraient renouvelées que de 1.16 mrds de barils. L’expropriation du Venezuela lui aurait fait perdre 31 points (107%-76%) de renouvellement soit 0.47 mrds de barils. Officiellement Exxon annonce des réserves prouvées de 22.7 milliards de barils équivalents et estime ses réserves 2P (prouvées et probables) à 72 milliards de barils équivalents.

                    Ces résultats trop incomplets pour être analysés plus à fond (il faudrait au moins pouvoir pondérer la part du gaz et du pétrole) montrent cependant la faiblesse d’Exxon sur son aptitude à renouveler ses réserves. Ses investissements annuels de 20 milliards de dollars ne sont pas à la hauteur de son activité et du cash qu’elle génère. Il est difficile de racheter de formidables quantités d’actions et de maintenir à flots ses réserves. De Margerie de Total a clairement arbitré pour favoriser ces dernières, Exxon préfaire "sculpter" sa capitalisation boursière.

                           Les productions cumulées des cinq plus grosses pétrolières indépendantes (Exxon et Chevron pour les USA, Shell, BP et Total pour l’Europe) avaient présenté une décroissance de leur volumes de production de liquides (pétrole + condensats) au cours des trois premiers trimestres 2007 des plus inquiétantes. La pente de décroissance était à la fin du troisième trimestre 2007 d’un million de barils par an. Le quatrième trimestre a marqué un arrêt à cette décroissance. Cette légère remontée des volumes d’un trimestre à l’autre est attribuable à la reprise des productions de BP et de Total et à la quasi stabilisation des productions de liquides des trois autres. Ce changement de tendance est attribuable à la reprise des investissements 3 ou 4 ans plus tôt.   

                       Ces productions des cinq Majors dépassent 10 millions de barils par jour et 9,3 millions de barils par jour après déduction des productions mises en équivalence de TNK-BP par BP, qui risquent un jour de ne plus être prises en compte. Ces volumes cumulés ne représentent que près de 12% des volumes mondiaux de pétrole consommés. 

                   De la même façon les volumes cumulés de raffinage de ces Majors après une chute d’un million de barils traités en trois trimestres, se sont stabilisés au voisinage de 16 millions de barils par jour ou 18% de la consommation mondiale. La gestion du raffinage par ces grands goupes repose sur la cession des petites unités peu rentables et par des investissements importants dans les grosses unités pour installer des procédés de conversion profonde et de désulfuration hydrogénante.(voir le projet de Total pour la raffinerie de Port Arthur)

              Les volumes de ventes de produits pétroliers par ces groupes ont atteint  27 millions de barils par jour ce qui représente près du tiers de la consommation mondiale.  On le voit, plus on descend vers l’aval et plus le poids relatif des Majors est important dans le monde. Cette remarque relativise la soi-disant toute puissance des Groupes pétroliers nationaux qui disposent des gisements mais qui ne possèdent qu’une partie de la technologie et du réseau de distribution.

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