2014 et 2020, des crises qui amorcent la transition des géants pétroliers vers les énergies décarbonées ?

L’industrie pétrolière a toujours été une industrie cyclique et a déjà connu des moments de très fortes tensions avec notamment les chocs pétroliers de 1973, 1979. Il semble cependant que la fréquence de ces cycles soit de plus en plus élevée (1998, 2008, 2014) mais surtout que leur amplitude soit de plus en plus forte.

Crise de 2014, un schiste compétitif et un ralentissement de l’économie mondiale

Après la crise économique et financière de 2008 et les plans de relance à l’échelle mondiale, les cours du pétrole n’ont cessé de monter pour se stabiliser pendant près de 3 ans à plus de 100 $/bbl. Le maintien de ces prix sur la durée a permis aux géants pétroliers de redémarrer les projets mis en pause pendant la crise de 2008 et aux acteurs du schiste américains de renaître de leurs cendres. Alors que le pétrole de schiste américain ne représente que 5% de la production mondiale, il représente la moitié de la croissance de la production de pétrole entre 2010 et 2014. En 2014, la production d’huile de schiste aux Etats-Unis atteint 5 Mbbl/j, la production totale du pays passe alors de 8 Mbbl/j en janvier, à près de 9,5 Mbbl/j en décembre 2014 ; les Etats-Unis devenant ainsi auto-suffisants.

Cette renaissance s’est faite via des gains en efficacité (designs de puits améliorés, plus forte productivité initiale), des baisses des coûts de production (réduction des temps de forage et de complétion) et une grande facilité pour ces acteurs à recourir au hedging grâce à leur très court cycle de production. Ces améliorations ont permis de faire baisser le point mort des producteurs de schiste américains de plus de 70 $/bbl en 2013 à moins de 50 $/bbl en 2016.

Malgré une augmentation de production mondiale, les prix sur les marchés sont restés à des niveaux très élevés jusqu’en 2014, du fait d’incertitudes géopolitiques sur certains membres de l’OPEP et de régulations de production consenties pour stabiliser les prix.

Par ailleurs, à partir de 2013, des signes de ralentissement de la croissance économique mondiale et particulièrement chinoise commencent à se faire ressentir. Les prix à la consommation se stabilisent et les prix des métaux et autres matières premières commencent à baisser. Pour protéger leurs parts de marché, les pays de l’OPEP et la Russie décident d’ouvrir les vannes et de vendre leur pétrole à des prix préférentiels. Entre mai 2014 et décembre 2014, le baril de Brent passe de 113 $ à 55 $. En janvier 2016, le baril de Brent est à moins de 35 $. Cette chute est l’une des plus marquantes depuis la fin de la seconde guerre mondiale et va avoir des conséquences importantes sur l’économie mondiale.

Les majors doivent s’adapter à un pétrole bien meilleur marché et changer leur façon de travailler. Tous gèlent leurs investissements, se débarrassent d’actifs considérés comme trop peu rentables ; dans les sables bitumineux canadiens pour Total et Shell, trop chers et trop émetteur de CO₂ ; en Mer du Nord pour les entreprises américaines qui préfèrent se concentrer sur leurs actifs à forte croissance dans le schiste. Les entreprises du secteur travaillent sur trois axes : l’assainissement du bilan exigé par les actionnaires, des demandes d’efforts aux employés (étirement des shifts offshore, réduction des primes de site, gel des augmentations) avant de réduire les effectifs, et pour finir une pression sur les fournisseurs et prestataires pour drastiquement réduire les coûts.

Beaucoup d’acteurs du secteur parapétrolier ne sont pas encore totalement remis de la crise économique de 2008, et ces nouvelles pressions économiques exercées par leurs clients entraînent faillites et licenciements. En 2016, environ 350 000 emplois de l’industrie pétrolière ont été supprimés à travers le monde.

Le secteur se consolide avec par exemple : le rachat de BG par Shell en avril 2015 pour 47 G£, l’acquisition de Cameron par Schlumberger en août 2015 pour 14,8 G$, la fusion en mai 2016 de Technip et FMC, le rachat de Baker Hughes par General Electric en octobre 2016, l’acquisition de Maersk Oil par Total pour 7,45 G$ en 2017 et enfin la faillite de plus de 200 entreprises du secteur aux Etats-Unis sur la même année. L’ensemble de ces manœuvres permet aux producteurs survivants de baisser leur point mort de 50-55 $/bbl en moyenne avant la crise, à environ 40 $/bbl en 2019-2020.

Au-delà de consolidations onéreuses, certains acteurs commencent à chercher de nouvelles sources de revenus, s’éloignant des hydrocarbures : Total investit sensiblement dans la fourniture et le stockage d’électricité avec les acquisitions de Direct Energie en France, Lampiris en Belgique et le producteur de batterie Saft. De son côté, Shell investit dans le producteur allemand de batteries Sonnen et est de plus en plus présent dans le solaire.

2020, la pandémie, catalyseur de surproduction

Le redémarrage de l’économie mondiale à partir du deuxième semestre 2016 et un ajustement des volumes globaux de production permet aux prix du pétrole de se stabiliser autour des 50 $/bbl. Ce nouvel environnement de prix permet aux compagnies pétrolières de réinvestir dans d’ambitieux projets (West Barracouta en Australie, Liza Destiny et Unity au Guyana, Mozambique LNG et Coral South au Mozambique), après avoir sensiblement baissé leurs niveaux de dette. Ces investissements sont d’autant plus nécessaires qu’il faut renouveler des réserves qui se sont déplétées pendant des années d’austérité budgétaire. Le cash accumulé sert également à rémunérer les actionnaires via de conséquents plans de rachats d’actions. Cette politique de rachat d’actions s’avère d’autant plus importante que de nombreux investisseurs institutionnels pensent à abandonner les énergies dites polluantes.

Enfin, les marges des fournisseurs remontent progressivement et les salaires repartent à la hausse sans toutefois retrouver les niveaux pré-2014. Les compagnies pétrolières en profitent pour moderniser leurs outils et leurs process. L’industrie se digitalise et mise sur la data pour améliorer ses performances. La maintenance prédictive et la mobilité industrielle permettent d’augmenter la disponibilité des équipements, réduire le personnel sur site et réduire les arrêts non-prévus. L’exploration et le forage bénéficient des progrès de l’exploitation de la masse de données générées pour réduire les risques humains et financiers et améliorer les taux de succès.

La production de pétrole dans le monde passe de 97 Mbbl/j début 2017, à 103 Mbbl/j fin 2019. La consommation mondiale, elle, est stable à 100 Mbbl/j jusqu’au quatrième trimestre 2019 avant de commencer à chuter jusqu’à moins de 90 Mbbl/j au deuxième trimestre 2020. Cet effondrement de la consommation peut s’expliquer par trois facteurs : un nouveau ralentissement de la croissance mondiale, surtout en Chine et en Europe, un développement des énergies renouvelables dont les retours sur investissement sont de plus en plus intéressants et bien évidemment le confinement des populations du fait de la propagation de la COVID 19.

Avec le seul confinement des populations en Chine, le baril de Brent passe de 65$ au 1^er janvier à 55$ au 31 janvier. L’OPEP et d’autres pays producteurs se réunissent en mars pour tenter d’enrayer la baisse des prix mais aucun accord n’est ratifié à Vienne le 06 mars 2020.

L’Arabie saoudite et la Russie décident alors d’engager une nouvelle guerre des prix afin de conquérir des parts de marché et d’étouffer notamment les producteurs indépendants américains du schiste. Les prix chutent de 40% en une semaine, à environ 30$/bbl. Le 20 avril 2020, à l’approche de l’échéance des futures pour livraison en mai, les prix du WTI s’effondrent jusqu’à -40$/bbl avant de se stabiliser autour de 30$/bbl (voir post Chute du prix du baril : quel impact pour l’empire pétrolier?).

Les conséquences directes de cette nouvelle crise

Ces prix bas et surtout la rapidité de la baisse mettent à nouveau l’ensemble des acteurs du secteur de l’Oil&Gas en difficulté et les premières mesures de réduction des coûts et de gel des investissements ne se font pas attendre. Cependant, cette crise semble bien plus aiguë que la précédente. Il ne s’agit pas seulement d’une crise de l’offre, mais aussi d’une baisse drastique de la consommation. Les mesures prises lors de la crise précédente risquent de perdre en efficacité et de ne plus être suffisantes. En effet ; l’ensemble des entreprises du secteur sont déjà passées par de sévères cures d’amaigrissement. Shell, Chevron et Schlumberger ont, par exemple, supprimé 10 000 postes chacun entre 2015 et 2016.

De nouveaux plans de réduction d’effectifs sont mis en place. Chevron a rapidement annoncé environ 5 000 suppressions de postes, Shell un plan de départ volontaire, et Schlumberger 21 000 postes en moins et une complète restructuration de ses activités. D’autre part, les marges opérationnelles des entreprises parapétrolières restent très faibles et même si elles se sont améliorées entre 2018 et 2020, elles sont toujours loin des niveaux pré-2015. Cela ne laisse que peu de place à de nouvelles réductions des coûts pour les opérateurs à périmètre constant d’activités. La baisse d’activités dans l’industrie pétrolière est un véritable coup d’arrêt pour les entreprises de forage.

Entre juin 2019 et juin 2020, le nombre de plateformes de forage en activité a baissé de plus de 70% aux Etats-Unis et de plus de 30% dans le monde, provoquant plusieurs faillites dans le secteur. En plus de réductions drastiques des investissements, de l’ordre de 25% pour tous les opérateurs, les majors mettent un terme à leurs plans de rachat d’actions. BP, Equinor et Shell vont encore plus loin en annonçant la baisse de leur dividende pour l’année 2020. Pour Shell, il s’agit là de la première baisse de dividende depuis la seconde guerre mondiale.

Alors que les majors pétrolières sont considérées depuis longtemps comme des investissements à haut rendement du fait de leurs dividendes élevés et stables, la généralisation d’une politique de faibles dividendes pourrait être interprétée par les investisseurs comme la reconnaissance par les conseils d’administration d’un secteur en berne à faibles revenus. L’inquiétude des investisseurs pourrait alors remettre en question les capacités du secteur à financer de nouveaux grands projets ; capacités déjà fortement réduite par l’augmentation de la volatilité des prix.

Les conséquences à plus long terme de cette nouvelle crise

La répétition des plans de réduction d’effectifs, souvent perçue comme triviale et sans réelle conséquence, pourraient s’avérer être une véritable nuisance pour le secteur. A chaque nouveau plan de départs, ces entreprises perdent des connaissances qu’elles retrouvent difficilement, ou alors à prix d’or. D’autre part, les compagnies pétrolières, autrefois très attractives pour les jeunes diplômés les plus talentueux, peinent maintenant à redorer leur blason. L’image polluante du secteur et son instabilité repoussent des jeunes qui bien souvent perçoivent l’industrie pétrolière comme datée et ne trouvent plus les niveaux de salaire qui pouvaient compenser des conditions de travail difficiles et exigeantes.

Les énergies renouvelables, telles que le solaire et l’éolien se développent un peu partout dans le monde pour représenter 10% de la production mondiale d’énergie alors qu’elles ne représentaient que 1,5% en 2000. Les grands projets solaires ou éoliens sont de plus en plus rentables et ce, même avec la baisse des subventions étatiques, notamment grâce à la baisse des coûts de fabrication et aux gains d’efficacité des maitres d’œuvres. En revanche, avec des prix du pétrole faibles, la rentabilité des projets pétroliers baissent sensiblement et ces baisses pourraient être encore plus sensibles si les Etats imposaient un coût significatif au carbone produit.

Cette réduction des rendements est déjà perceptible puisque des zones perçues il y a quelques années comme de nouveaux El Dorado, sont maintenant totalement mises de côté. C’est le cas de l’Alaska ou de l’Arctique qui regorgent de pétrole et de gaz, mais où les coûts de développement dépassent largement les coûts des plus grands projets menés jusqu’à présent. L’ensemble des compagnies pétrolières ont réduit leurs dépenses d’exploration, gelé l’avancement des nouveaux projets et démarré une réévaluation de leur portefeuille d’actifs.

En 2014, les investissements dans l’amont pétrolier atteignaient 800G$ ; pour 2020, ces investissements devraient tomber à 300G$, niveau le plus bas depuis 2005. L’arrêt des campagnes d’exploration et des lancements de nouveaux projets va conduire à une baisse significative des réserves et de la production des entreprises privées et ainsi à un renforcement des compagnies nationales (NOC). En effet les NOC, et les membres de l’OPEP en particulier, profitent souvent de très larges réserves facilement exploitables et à moindre coûts.

La non-production d’un grand volume de réserves complexes offshore pourrait conduire à terme à un déficit d’offre et donc à une forte augmentation des prix à fin 2021, début 2022, dépendant fortement de la reprise de l’économie mondiale à « plein régime » post pandémie. En 2011, après l’intervention militaire internationale en Libye, la disparition d’un peu moins de 2Mbbl/j dans la production mondiale a suffi à propulser les prix au-delà de 120$/bbl. Un affaiblissement de la production globale, couplé à l’instabilité géopolitique prégnante dans certaines régions pourraient ainsi conduire à une explosion des prix. Les pays de l’OPEP retrouveraient alors pleinement leur rôle de faiseurs de marché à l’échelle mondiale et gagneraient un poids politique considérable.

Par ailleurs, depuis deux ans déjà, les grands noms du secteur se séparent d’actifs jugés trop peu rentables ou non-essentiels, pour se concentrer sur un nombre plus restreint de champs à plus faible point mort de production et réserves importantes. Dans un contexte de prix faibles, ces désinvestissements génèrent moins de cash qu’espéré. BP a, par exemple, dû revoir ses prétentions à la baisse tant en termes de cash, qu’en termes d’échelonnement et de structure du paiement pour la vente de deux champs en Mer du Nord à Premier Oil, avec notamment un décommissionnement qui restera à la charge de BP.

Beaucoup d’autres actifs vendus par les grands groupes sont achetés par de petits acteurs soutenus par des fonds d’investissement privés. Ces entreprises sont à la recherche d’une rentabilité maximale, dans de brefs délais et s’orientent souvent vers des stratégies de réductions des coûts opérationnels en minimisant le personnel sur site et en réduisant les plans de maintenance et les investissements au minimum. D’autre part, la question de la gestion du décommissionnement de ces actifs sera cruciale pour les Etats. Sera-t-il possible d’imposer les mêmes standards environnementaux à ces entités qu’à des groupes internationalement reconnus ?

Ces petites entreprises auront-elles la capacité de payer les coûts exorbitants de démantèlement des installations, ou est-ce que cette charge incombera au contribuable ? Suite à l’importante réduction de la consommation de pétrole dans le monde et l’adoption de nouveaux modes de vie (télétravail, réduction des voyages en avion, consommation de produits locaux dès que possible, etc.), de nombreux dirigeants d’entreprises pétrolières européennes estiment qu’une partie non-négligeables de leurs réserves prouvées resteront dans le sous-sol et anticipent donc une chute des revenus pétroliers, qui ne remonteront jamais aux niveaux atteints. Ces hypothèses ont conduit BP à déprécier 14G£ d’actifs, Shell 22G$ et Total 8,1G$. D’autres groupes pourraient suivre la même démarche.

La reconnaissance à leur « juste » valeur de ces actifs augmente mécaniquement le ratio d’endettement des groupes et pourrait entraîner une dégradation de leur notation financière et donc de leur capacité à se financer sur les marchés. Une telle correction de la valeur des actifs pour certaines entreprises très fragilisées, conduiraient à la rupture d’engagements contractuels avec leurs créditeurs déclenchant ainsi des mises en faillite.

De plus, toutes les majors ont vu leur capitalisation fondre de 40% à 45% au cours des trois premiers trimestres de 2020 avant de se redresser en fin d’année. En parallèle, les grands acteurs des énergies renouvelables comme Enel, Iberdrola et NextEra jouissaient d’une augmentation de plus de 30% de leur capitalisation après l’effondrement du marché dû à la pandémie. Ørsted, l’ancienne société pétrolière et gazière danoise devenue championne du développement de parcs éoliens, a vu sa capitalisation presque doubler.

Par ailleurs, ENI a annoncé publiquement que sa production de pétrole baisserait après 2025, pour se réorienter vers le gaz, qui représenterait 85% de sa production d’hydrocarbures en 2050 ; sa production d’électricité « verte », elle, dépasserait 55GW, essentiellement réalisée dans des pays de l’OCDE. Un autre élément qui laisse penser que les prix du pétrole ne retrouveront pas rapidement leurs niveaux pré-crise est l’ajustement des projections de revenus. BP a annoncé que dorénavant, leurs projections long-terme seront basées sur un prix moyen du baril de 55$ et non plus de 70$. ENI se basera sur un prix de 50$/bbl, contre 65$/bbl auparavant.

Les changements radicaux auxquels nous pourrions assister dans les mois à venir, du fait de l’affaiblissement de nombreuses entreprises pétrolières et parapétrolières et des changements stratégiques de celles-ci pourraient déboucher sur une nouvelle vague de consolidation du secteur ou déclencher des investissements conséquents accélérant la diversification des sources de revenus. Capitalisant sur leur expertise en maîtrise d’ouvrages géants offshore et de gestion de production, stockage, transport et distribution du gaz, les opérateurs pétroliers auraient la capacité de générer de la valeur dans l’éolien offshore ou l’industrialisation de l’hydrogène « vert » comme source d’énergie.

Ainsi, Repsol participe au développement de la première ferme d’éoliennes semi-submersibles au large du Portugal avec Engie et EDP. BP et Shell accusant des pertes colossales pour 2020 (18,1 G$ et 21,7 G$ respectivement), dues à de très importantes dépréciations d’actifs colossales visant à refléter dans leur compte la nouvelle valeur de leurs actifs sont entrés de plein pied dans la production d’électricité. Shell a signé un accord avec le géant de la distribution en ligne Amazon pour la distribution d’électricité renouvelable d’une ferme éolienne offshore au Pays-Bas. BP, de son côté, intensifie son expansion dans l’éolien avec le rachat de 50% des parts de deux projets éoliens offshore aux Etats-Unis à Equinor pour 1,1 G$, et plus récemment un nouveau partenariat avec EnBW pour la mise en place et l’exploitation de 3 GW en Mer du Nord.

Total, avec des pertes à peine contenues par rapport à ses concurrents (7,2 G$) prend un tournant majeur en se positionnant sur tous les pans de l’énergie décarbonée et pourrait le concrétiser aux yeux du public en adoptant un nouveau nom, TotalEnergies. Le groupe Français a investi en masse dans l’éolien, avec notamment un projet offshore au large du Pays de Galles, et dans le solaire grâce à l’acquisition de 20% d’Adani Green, premier développeur de projets solaires au monde. Total cherche également à déployer son entité batteries Saft et va participer avec le groupe PSA à la construction de deux « gigafactories » pour la production de batteries dans le nord de la France et en Allemagne.

Pour aller plus loin, à la manière de ce qu’il s’est passé chez les énergéticiens (E.ON-Uniper ; RWE-Innogy ; DONG Energy/Ørsted), certains pétroliers, notamment européens, pourraient envisager de fusionner leurs actifs avant une scission entre d’un côté la production d’hydrocarbures et de l’autre, la production d’énergie « verte », donnant ainsi naissance à un géant de l’énergie bas carbone européen. De l’autre côté de l’Atlantique, les deux géants de l’or noir Exxon et Chevron réfléchissent de leur côté à une éventuelle fusion qui donnerait au potentiel géant américain une production à peu près équivalente à 7% de la production mondiale qui pourrait rebattre les cartes de la concurrence entre majors et libérer du capital pour diversifier les activités.

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