Les grands producteurs de pétrole classique optimisent leurs systèmes de production et gagnent en compétitivité.
La montée en flèche de la production de pétrole de “réservoirs étanches” aux États-Unis a forcé les sociétés pétrolières classiques à optimiser leurs activités, afin de concurrencer ces barils relativement peu coûteux, qui sont pompés à partir des zones de schiste argileux.
Le pétrole “ léger de réservoirs étanches “, (ou en anglais light tight oil) est un pétrole tiré de gisements de roches à très faible porosité, c'est-à-dire dont la perméabilité est très faible, comme par exemple le pétrole de schiste.
Le cabinet de consultation Wood Mackenzie indique que, bien que la chute des prix a été douloureuse pour les producteurs conventionnels, ils ont tout de même généré des gains. De nombreux projets de décision d'investissement pré-finale (DIF) sont aujourd’hui plus compétitifs.
Harry Paton, analyste chez Global Oil Supply, a déclaré: « Les coûts ont considérablement baissé depuis 2015. Et le nombre de DIF en eaux profondes réalisés en 2017 démontre qu’une atmosphère tranquille et optimiste règne dans le secteur pétrolier. »
« Certains projets classiques font déjà concurrence au pétrole de réservoir étanche. Les découvertes au Brésil et en Guyane, qui ont des réserves gigantesques et des gisements de grande qualité, ont un seuil de rentabilité inférieur à celui de la plupart des gisements pétroliers. Dans d'autres secteurs plus matures, comme le golfe du Mexique ou la mer du Nord, les exploitants ont fait de grands progrès dans la réduction de leurs coûts. »« Cependant, cette nouvelle compétitivité s'est faite au détriment des volumes, » dit-il. « Aujourd'hui, la production tirée des projets classiques sera considérablement inférieure aux prévisions de Wood Mackenzie. Le principal facteur déterminant est le grand nombre de projets qui ont été avortés parce qu'ils ne sont pas rentables. »
Cela soulève deux problématiques : l'augmentation du coût de l'offre et un éventuel écart d'offre, causé à la fois par la baisse de la production traditionnelle, et par une croissance prévue de la demande. Wood Mackenzie estime que le coût de l'approvisionnement va augmenter, car la production future sera soutenue par des sources extérieures à l'OPEP dont les coûts seront plus élevés (plus de 60 $/b).
En effet, la croissance de l'OPEP ne permettra pas de combler l'écart créé par la baisse des volumes hors OPEP. Cette production plus coûteuse devrait passer de 1,7 million de barils par jours en 2017 à 5,3 millions de b/j en 2027. D'ici 2035, ces volumes devraient atteindre 9,2 millions de b/j.
M. Paton a déclaré : "Wood Mackenzie estime que le déclin du secteur non-conventionnel de l'OPEP s'est stabilisé à environ 5 % en 2016. Ce niveau se maintiendra sûrement jusqu’en 2020, avant de passer à 6% par an.
Si l'on ajoute à cela une croissance de la demande d'environ 8 millions de barils par jour, l'écart d'approvisionnement sera d'environ 23 millions de barils par jour en 2027.
Pour combler ce manque, il est essentiel de tenir compte des volumes produits par les prochains projets de forage et de pré-investissement. Il s'agit des futurs barils à coût marginal qui joueront un rôle important dans la fixation des prix au cours de la prochaine décennie.
Source:maritime-executive.com
Traduit par BUNKER GROUP