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               James Mulva, le Directeur Général de Conoco-Phillips, troisième Société pétrolière des Etats-Unis, voit les cours du brut se maintenir entre 80 et 90$/bl. Sa Société détient 20% du Russe LUKOIL, deuxiéme pétrolière de son pays.

                 Il a annoncé qu’il dévoilerait, incessament, de nouveaux développements avec Lukoil. "Nous travaillons sur de nombreuses opportunités, en amont et en aval, ce qui nous permettra d’annoncer vers ou nous allons pour 2008 et les années suivantes. Lukoil veut s’agrandir en dehors de la Russie, ils veulent être connus non seulement comme une Société russe intégrée, mais aussi comme un Groupe réellement international"

               L‘histoire de la découverte des carburants de synthèse est une histoire de réponse à la pénurie. C’est donc une aventure actuelle, qui va prendre tout son essor au cours des décennies à venir.

                  Les carburants de synthèse sont nés en Allemagne vers 1925 lorsque Fischer et Tropsch décidèrent de produire des hydrocarbures à partir de charbon. Ces produits furent très utilisés durant la Deuxième Guerre.

                 Nous allons montrer toute l’actualité de ce procédé générique et des possibilités d’évolutions futures. Elles permettront de transformer du charbon, du gaz ou du bois en n’importe quel carburant sous forme liquide de type essence, kérosène ou gasoil. Nous montrerons également certaines limites.

              Le procédé Fischer-Tropsch part de la formation de "gaz à l’eau" à partir de charbon selon la réaction:

C + H2O —-> CO + H2     mélange de monoxyde de Carbone et d’Hydrogène. Ce mélange gazeux, enrichi en Hydrogène, est ensuite converti en hydrocarbures et en eau par réaction catalytique. Ces hydrocarbures peuvent ensuite subir diverses transformations, par les traitements classiques du raffinage. Ce procédé a été repris dans la deuxième partie du vingtème siècle par le Groupe Sasol en Afrique du Sud, en réaction aux sanctions internationales anti apartheid. Aujourd’hui Sasol est le leader mondial incontesté de ce procédé dit  "Carbon to Liquid ou CTL". La Société Air Liquide est un de ses fournisseurs fidèles d’équipements destinés à produire l’Hydrogène qui lui manque. Sasol et Shell en concurrence, disposent de plusieurs contrats d’implantation d’usines CTL en Chine.

Pour obtenir un gaz de synthèse ou syngas il est possible de partir de gaz naturel en le faisant réagir avec de l’oxygène selon la réaction

CH4 + 1/2 O2 —-> CO + 2H2

puis le gaz subit la réaction catalytique pour conduire à de longues chaînes hydrocarbonées (cires) et de l’eau selon

n (CO + 2H2) —-> n (-CH2-) + n H2O

Ces cires sont ensuite transformées en carburants liquides par hydroreforming. C’est le procédé "Gas To Liquid ou GTL". Le Groupe RDShell est, parmi les pétroliers, un de ceux qui a le plus travaillé sur ce sujet, depuis la crise des années 70. Il dispose d’une petite unité de production (14700 bl/j) à Bintulu en Malaisie et il est en phase de construction d’une unité de 140000 bl/j au Qatar. C’est le projet Pearl.

                                                Le Qatar dispose, d’autre part, depuis 2006 d’une unité de GTL de 34000 bl/j développée, dans le Nord du Qatar, par Qatar Petroleum (51%) et Sasol (49%) qui a apporté son procédé en "Slurry Phase Distillate" de formation des cires. Cette unité a été construite et mise au pont par Technip. Elle produit 24000 bl/j de diesel, 9000 bl/j de naphta et 1000 bl/j de liquides. Ce programme appelé ORYX sera poursuivi, avec l’arrivée de Chevron qui rejoint le consortium. Plusieurs extensions de 65000 bl/j sont programmées la première en 2009, une autre en 2011. Le Qatar est le leader mondial incontesté de la promotion du GTL et sa production pourrait arreindre 450000 bl/j en 2015.            

               D’autre part, l’association de Chevron-Sasol étudierait la faisabilité d’un projet GTL dans le Nord Ouest de l’ Australie.

               Pour obtenir le gaz de synthèse, Il est également possible de partir de cellulose, -(CHOH)- n, qui par pyrolyse puis combustion incomplète va conduire à un mélange de CO et H2. 

                 C’est le procédé dit "Biomass To Liquid" ou BTL qui n’a rien de "bio", c’est de la bonne chimie "de papa". Je lui préfèrerais une appellation moins pompeuse, du genre "Wood To Liquid" ou WTL, le C de cellulose étant déjà pris, ce serait plus clair et plus sobre à la  fois. Il ne se dégage pas pour l’instant de grand leader mondial dans ce procédé, on peut cependant citer CHOREN Industries qui dispose d’une unité pilote, à Freiberg en Saxe et qui utilise les procédés catalytiques de Shell.

                  Les bases de la réussite économique et environnementale de tous ces procédés sont les suivantes:

– disposer de la ressource de base abondante et économique: on fera du CTL en Chine, du GTL au Qatar et du BTL dans les régions très boisées.

– disposer des meilleurs catalyseurs et du know-how pétrolier pour optimiser les rendements et fiabiliser les installations.

– capter et séquestrer toutes les impuretés inhérentes au procédé (CO, CO2, SO2, NOx…)

                  La pénurie en ressources pétrolières des années à venir, accompagnée d’un accroissement des prix du baril de pétrole et d’une demande accentuée, en raison de l’accroissement de la population mondiale et de son niveau de vie, vont rendre ces trois procédés de plus en plus répandus et indispensables. Les groupes pétroliers ont un rôle fondamental à jouer dans ce domaine. Notre leader national, Total, ne semble toujours pas être convaincu par le GTL en raison d’un rendement thermique global faible, de 60%. Il s’inscrirait cependant dans sa politique de développement de la filière Gaz Naturel.

                   Quand au procédé "biomasse"TL, on peut se poser des questions sur l’adéquation d’un procédé de taille forcément importante pour atteindre la rentabilité avec une collecte de bois ou de taillis très complexe. Par exemple, produire 100 mille bl/j c’est produire 13 mille tonnes de pétrole et c’est donc consommer quotidiennement 36 mille tonnes de bois sec. Attention au déboisement! Un ordre d’idée l’usine de Smurfit dans les Landes qui fait du papier kraft, reçoit 250 camions de rondins par jour, il en faudrait 10 fois plus pour une usine de gasoil.

                   Dans de nombreux raisonnements partant des ressources agricoles ou forestières le phénomène de taille est souvent sous estimé. On oublie trop souvent que le pétrole, le gaz et le charbon représentent plusieurs millions d’années de récoltes enfouies.

          Les prix du pétrole et, dans une moindre mesure, ceux du gaz augmentent. Mais que font les prix du charbon?

            Et bien, ils augmentent aussi. Parce que la demande est très forte: la Chine, le plus gros producteur de charbon du monde, est devenue importatrice nette avec une consommation en 2007 prévue à 2540 MT en croissance de 7% par rapport à 2006. Une nouvelle centrale électrique démarre chaque semaine en Chine.

           Les prix du charbon, pour livraison immédiate, dans le plus grand centre charbonnier du monde, le port de Newcastle (Australie), sont au plus haut de toujours, à près de 77$/T.

        On est encore loin des prix du pétrole (680$/tonne), ce qui explique la boulimie mondiale en charbon.

                Après BP et RDSHELL voilà le norvégien StatoilHydro qui vient annoncer de piètres performances opérationnelles pour le troisième trimestre.

                 Par rapport à l’an dernier (T3 2006) les productions de liquides ont baissé de 4,3% à 629 kbl/j et celles de gaz se sont accrues de 1,9% à 427 kbl/j. Bien sûr l’accroissement des productions de gaz ne compense pas en dollars ou en NOK la baisse de liquides.

                  Un regard sur les productions norvégiennes montre que  le bilan est encore plus mauvais, puisque les productions de liquides ont baissé de 8,9% à 462 kbl/j et celles de gaz ont également baissé de 1,7% à 395 kbl/j. C’est donc l’international qui permet à Statoil d’être un peu moins mauvais.

Les cours du pétrole, en forte hausse, voilent pudiquement ces résultats.

                   Les leaders mondiaux de l’extraction du pétrole et du gaz sont les Sociétés d’Etats: elles détiennent plus des deux tiers de l’extraction mondiale de pétrole et les quatre cinquièmes de l’extraction de gaz. L’Arabie Saoudite (Aramco), la Russie (Gazprom), l’Iran (NIOC), le Mexique (PEMEX), le Venezuela (PDVSA), la Norvège (StatoilHydro), l’Algérie (Sonatrach), etc. ont tous leur leader national, chef de file de tous les  consortiums locaux d’exploration ou d’exploitation.

                    De l’autre côté, dans le même métier, existent les Sociétés cotées, très nombreuses. Elles ont leurs sièges sociaux en Amérique du Nord ou en Europe. Chacune d’entre elles possède une très faible part de marché.

                  Nous allons examiner les problèmes résultant de cette dissymétrie et en déduire un possible futur du paysage de cette industrie.

             Tout d’abord regardons quels sont les principaux Groupes pétroliers privés et quelles sont leurs parts relatives mondiales d’extraction de pétrole, de raffinage et de production de gaz naturel. Le plus célèbre, Exxon-Mobil ne représente que 3,1% de l’extraction mondiale de pétrole, 6,5% du raffinage et 2,9% de la production de gaz. Il existe plusieurs dizaines d’autres Sociétés que celles mentionnées dans le tableau, dont l’activité repose sur l’extraction de gaz ou de pétrole et/ou le raffinage dont les parts de marché sont bien plus faibles.

                   La question qui mérite d’être posée est la suivante: quel est l’avenir d’une quelconque de ces sociétés possédant quelques millièmes de la part du marché mondial? Voici quelques éléments qui peuvent éclairer la réponse.

                  Dans un futur prévisible il est facile d’anticiper une baisse des parts de marché des Sociétés privées au profit des Sociétés nationales.

               – en raison de la déplétion des gisements de la Mer du Nord et américains où sont fortement présentes les Sociétés privées (50% des productions d’Exxon sont dans ces zones),

              – en raison de la volonté des Sociétés nationales de reprendre des parts majoritaires dans les consortiums (Gazprom en Russie, PDVSA au Venezuela),

               – à cause de la politique d’intégration des Sociétés d’états vers l’aval (raffinage et chimie) afin d’améliorer la valeur ajoutée de leurs productions. Elles le font avec l’aide des Sociétés privées qui apportent leur expertise,

               -en raison de l’arrivée des concurrents nationaux Chinois et Indiens, à laquelle s’ajoute la volonté de Gazprom de devenir un acteur international.

                Le futur des Sociétés pétrolières privées se dessine vers moins d’extraction, moins de raffinage, plus de taxes (Royaume-Uni, Alaska, Allemagne). Ce futur serait dramatique sans la montée inexorable des cours et sans l’accroissement de la technicité nécessaire pour atteindre des gisements plus difficiles à exploiter (huiles lourdes, sables bitumineux, offshore ultra profond, climats extrêmes) et pour utiliser des procédés moins polluants(capture et séquestration du CO2).

                  Dans un marché où les volumes stagnent ou régressent, comportant de nombreux intervenants, la tendance est à la consolidation par des opérations de fusion acquisition. Il n’y a pas de raison fondamentale pour que cette règle générale ne s’applique pas au secteur pétrolier.

                  Le frein majeur à ces mouvements de concentration, aujourd’hui, réside dans la profitabilité de tous, en raison de la montée des cours qui masque les faiblesses opérationnelles et la baisse des volumes. Mais les dernières baisses de volumes d’extraction de liquides au T3 publiées par BP (-5,4% / 2006)  et RDShell (-8,8% / 2006) indiquent que le mal est profond. Pour stopper cette régression des productions, dans un contexte peu favorable à la prospection, il ne reste que la croissance externe.

                   Chevron a absorbé Unocal, sous le nez des Chinois, en Août 2005; ENI a repris des actifs africains de Maurel et Prom, il est maintenant  intéressé par Burren Energy en concurrence avec le coréen KNOC; Marathon va acheter le canadien Western Oil Sands pour 5,6 mds$. TAQA Société nationale d’Abu-Dhabi a fait une offre de 5mds$ canadiens (plus de 5 ans de production) à Primewest Energy Trust. Des mouvements sont donc perceptibles mais il n’y a pas eu, encore, une grande fusion ou OPA. La faible valorisation des Sociétés pétrolières rend un processus soudain de concentration hautement probable. Il sera alors très violent en raison d’énormes quantités de liquidités disponibles chez les pétrolières et de la volonté des Marchés de valoriser correctement ce secteur.