Par Sharon Kelly – Le 14 juin 2018 – Source DeSmog
En 2011, le New York Times s’inquiétait pour la première fois de la fiabilité des réserves prouvées de gaz de schiste des États-Unis. Les réserves prouvées sont les estimations des réserves de pétrole et de gaz que les foreurs indiquent aux investisseurs qu’ils seront en mesure d’exploiter. Le Times a laissé entendre qu’un récent changement de règle de la Securities and Exchange Commission (SEC) a permis aux foreurs de surestimer leurs réserves « prouvées » de gaz naturel provenant de formations de schistes, dont le forage horizontal et la fracturation hydraulique (« fracking ») ont rapidement été ouverts à la production.
« Bienvenue à Alice au pays des merveilles », a déclaré l’analyste énergétique John E. Olson au Times, commentant la fiabilité de ces réserves après le changement de règle. M. Olson, ancien analyste chez Merrill Lynch, est surtout connu pour avoir vu le prochain scandale Enron dix ans avant que la célèbre société énergétique n’implose en 2000.
Aujourd’hui, ces mêmes règles ont permis aux foreurs de schistes d’accroître leurs réserves de pétrole et de gaz naturel. Par conséquent, ces réserves « prouvées », sur lesquelles les investisseurs et les sociétés pipelinières misent, pourraient potentiellement être beaucoup moins prouvées qu’il n’y paraît.
Et l’ampleur sans précédent de ce phénomène dans l’industrie du schiste argileux jette une ombre de doute sur l’avenir soi-disant prometteur de l’industrie pétrolière et gazière américaine en plein essor.
Augmentation des réserves prouvées non mises en valeur
En vertu des nouvelles règles de la SEC, qui sont entrées en vigueur en 2009, les foreurs peuvent compter le pétrole et le gaz provenant de puits qui ne seront pas forés ou fracturés avant cinq ans dans le cadre de leurs réserves prouvées. Ces puits non encore exploités peuvent être inscrits dans les livres d’une société à titre de sous-ensemble de ses réserves « prouvées », énumérées sous la rubrique « réserves prouvées non mises en valeur ».
Et les foreurs peuvent compter tout le pétrole et le gaz qu’ils s’attendent à pomper pendant toute la durée de vie du puits – avant d’avoir découvert à quelle vitesse le puits se vide ou d’en avoir vu une seule goutte de pétrole.
Ces « réserves prouvées non mises en valeur » (RPNMV) représentent maintenant en moyenne un peu plus de la moitié des réserves prouvées de pétrole de 40 sociétés de forage actives dans les bassins de gaz de schistes à l’échelle nationale, selon les documents de la SEC examinés par DeSmog. Pour les sociétés de forage qui sont moins impliquées dans le forage de schistes argileux, le mélange moyen est d’environ 30% de RPNMVs – semblable à la moyenne de l’industrie avant le changement de règle de la SEC.
Chez Abraxas Petroleum, foreur de schistes dans le Bakken, environ 70 % des réserves pétrolières font partie de la catégorie des réserves prouvées non mises en valeur, selon les déclarations de la SEC pour 2017. Ce chiffre est le même pour le foreur du bassin Permien Halcón Resources. Pour l’opérateur des bassins Marcellus/Utica, Southwestern Energy, il s’agit d’un étonnant 78%.
47% des réserves prouvées de pétrole dans le bassin Permien du Texas et du Nouveau-Mexique – récemment présenté comme le plus grand bassin pétrolier au monde – entrent maintenant dans la catégorie des réserves prouvées non développées, révèle un examen des documents déposés par treize des plus grands opérateurs permiens.
Les réserves prouvées sont le fondement des actifs de l’industrie pétrolière, la référence en matière d’approvisionnement en pétrole.
Lorsqu’elles réservent un baril de réserves prouvées, les sociétés se portent garantes qu’elles sont sûres à au moins 90 % qu’elles peuvent produire ce baril aux prix actuels du pétrole.
Et les réserves prouvées de schistes sont extrêmement importantes – non seulement pour les marchés pétroliers, mais aussi pour la politique énergétique des États-Unis.
Les réserves de schistes argileux sont l’une des principales raisons pour lesquelles des politiciens comme le président Donald Trump parlent maintenant non seulement de la sécurité énergétique américaine, mais aussi de la « domination énergétique ». Les prêteurs acceptent les réserves prouvées en garantie de centaines de milliards de dollars de dettes. Et les investisseurs utilisent les réserves prouvées comme l’un des paramètres clés pour mesurer les perspectives d’un foreur par rapport à ses pairs.
Modification des règles relatives aux réserves prouvées
Les anciennes règles de la SEC ont été conçues en gardant à l’esprit les réserves de pétrole conventionnelles, les emblématiques geysers des premières ruées vers le pétrole. En gros, vous pouviez estimer de façon fiable la quantité de pétrole qui pouvait être pompée à partir d’une nouvelle découverte une fois que vous aviez trouvé du pétrole, puis fait des tests pour mesurer votre découverte.
Le plus dur était de trouver ces gisements de pétrole. Une fois que vous l’aviez fait, il était relativement simple pour les ingénieurs pétroliers de déterminer quelle quantité était sous terre (et quel pourcentage de cette quantité pouvait être pompée à partir de la surface).
Mais pour le pétrole et le gaz de schiste, la situation est différente – tout le monde dans l’industrie sait où se trouvent les couches de roches de schiste contenant du pétrole et du gaz. La question est de savoir combien de combustible fossile emprisonné vous pouvez vous permettre de libérer en utilisant le procédé coûteux de la fracturation hydraulique pour briser ce schiste.
La décision prise en 2008 par la SEC de modifier cette règle, l’un des derniers actes de l’administration George W. Bush sortante, a mis fin au « test de débit ». Cette exigence de longue date obligeait une entreprise à commencer par extraire du pétrole ou du gaz d’un puits ou de puits voisins dans la même formation avant de compter le pétrole de ce puits comme « prouvé ».
Mais après 2009, les entreprises ont été autorisées à utiliser de nouvelles méthodes pour établir l’approvisionnement en pétrole comme prouvé, remplaçant l’ancien test de débit par une série de technologies, y compris des méthodes secrètes propriétaires. Tant qu’une société considère que ces technologies sont en mesure de prédire de façon fiable si le pétrole et le gaz peuvent être pompés, la SEC sera satisfaite.
Le changement de règle a également donné aux foreurs de schistes plus de liberté pour supposer qu’un puits non encore foré produira à peu près la même quantité de pétrole et de gaz que leurs autres puits à proximité.
Ce changement dans la politique de la SEC a surgi à l’aube de la ruée vers les schistes, ce qui a permis aux foreurs de schistes de compter comme réserves prouvées le pétrole et le gaz provenant de tous les puits qu’ils prévoyaient de commencer à exploiter au cours des cinq prochaines années.
C’est une configuration qui suppose implicitement que les foreurs agiront de façon rationnelle – seulement en faisant des plans pour forer des puits à partir desquels le pétrole peut être vendu de façon rentable. Mais elle a coïncidé avec une période d’endettement sans précédent pour l’industrie pétrolière et gazière historiquement riche en liquidités, qui, en une seule décennie, a dépensé plus de 280 milliards de dollars de plus que ce qu’elle a gagné grâce au pétrole et au gaz de schistes, selon le Wall Street Journal.
Les organismes de réglementation ont également examiné – mais ont finalement rejeté – une proposition qui aurait exigé des vérifications par une tierce partie des réserves comptabilisées.
Les agents d’exécution de la SEC se sont plutôt concentrés sur l’application de la règle des cinq ans, contestant les entreprises dont les chiffres ne concordent pas.
« Je crois que tout le monde est convaincu que la règle des 5 ans sur les RPNMVs résoudra toute insécurité concernant ces réserves. (Je ne le suis pas) », a déclaré Arthur Berman, un géologue pétrolier qui, depuis les tous premiers jours du forage de schiste, a mis en garde contre la fiabilité des estimations des réserves de schiste, notamment DeSmog par courriel.
« Je ne fais pas confiance aux chiffres des réserves prouvées en production parce que je ne peux pas les reproduire par puits ou par société d’après mes propres estimations techniques fondées sur l’historique de production. La composante RPNMV est donc très suspecte. »
Depuis des années, le problème de la sur-réservation des réserves est connu dans l’industrie pétrolière comme « le problème dont personne ne veut parler ».
Les sociétés pétrolières ont de nombreuses raisons de présenter un tableau aussi merveilleux que possible de leurs perspectives d’avenir, tandis que les analystes de Wall Street se concentrent souvent sur les perspectives à court terme ou comparent les sociétés à leurs pairs plutôt que de rechercher des problèmes à l’échelle du secteur. De plus, une fois qu’un prêt est consenti, les prêteurs sont peu enclins à se demander si la garantie est aussi précieuse qu’on s’y attendait.
La révision des règles de la SEC visait également à fournir aux investisseurs de meilleurs moyens d’évaluer l’incertitude associée aux puits de pétrole et de gaz.
Elle a permis aux foreurs de parler d’une gamme de résultats probables en leur permettant de décrire les réserves comme étant « probables » (au moins 50 % de probabilité) et « possibles » (au moins 10 % de probabilité) à leurs investisseurs, en plus des réserves « prouvées » (90 % de probabilité).
En permettant aux foreurs de communiquer un éventail de chiffres et les niveaux de risque qui y sont associés, les investisseurs seraient mieux informés, a expliqué la SEC.
La catégorie des réserves « possibles » ne s’est jamais vraiment imposée dans l’industrie. Au lieu de cela, après le changement de règle, la catégorie qui a augmenté de façon significative, du moins chez les foreurs de schistes, a été les réserves prouvées – et particulièrement les réserves prouvées non développées.
Et comme les règles établissent un lien étroit entre les plans quinquennaux des foreurs et le prix du pétrole, l’industrie du schiste a déjà subi une vague massive de réductions de valeur des réserves.
Certes, si les prix du pétrole augmentent, les foreurs disposeront de liquidités pour rembourser leurs dettes et maintenir la production. La question de savoir exactement où se situe le seuil de rentabilité fait depuis longtemps l’objet d’un vif débat.
Cependant, bien que la ténacité de l’industrie du schiste pendant la chute des prix ait été perçue par beaucoup comme une preuve que le schiste peut offrir des décennies supplémentaires de pétrole bon marché, le tableau qui se dégage d’un examen plus approfondi suggère que les foreurs dans le schiste ont eu beaucoup plus de difficulté que ce que l’on croit généralement.
En d’autres termes, le prix du pétrole américain pourrait être beaucoup plus élevé que ne l’indiquent les prix relativement bas de l’essence des dernières années.
Le prix du pétrole baisse alors que le pourcentage des réserves prouvées non mises en valeur augmente
Lorsque le prix du pétrole est passé de plus de 90 dollars le baril (de pétrole brut West Texas Intermediate) en 2014 à moins de 50 dollars en 2015, les foreurs ont dû déprécier des milliards de barils de réserves prouvées dans ce que Bloomberg a appelé « une bouffée de fumée comptable ».
À ce moment-là, les prêteurs faisaient face à un dilemme coûteux – s’ils saisissaient les foreurs pour des prêts non remboursés, ils auraient à assumer le fardeau de forer ce pétrole ou de vendre la superficie à quelqu’un qui le pourrait, le tout dans un marché où le prix du pétrole avait chuté.
Le Oil and Gas Financial Journal a examiné de près ce qui s’est passé dans un article paru en septembre 2017 – et ce qu’il a trouvé mérite un examen approfondi.
En 2015, après la chute des prix du pétrole, les foreurs ont commencé à affirmer que leurs puits non encore forés (ceux de la catégorie des réserves prouvées non mises en valeur) auraient des taux de production initiale plus élevés et dureraient plus longtemps, entraînant une production totale plus élevée – même si les actifs physiques n’avaient pas changé – ce qui leur a permis d’ajouter des réserves prouvées à leurs livres, selon le Journal.
« Certains de ces changements sont peut-être justifiés, mais, dans bien des cas, la valeur des réserves était déjà gonflée lorsque les emprunteurs ont eu recours aux taux d’intérêt ultra-bas pour augmenter les rendements et financer les grands programmes non conventionnels [dans le schiste] avant 2014 », a écrit Laura Freeman, ingénieur « réservoir » et consultante financière.
Qu’est-ce qui est pire ? Au lieu de s’en prendre aux entreprises pour avoir poussé leurs chiffres à la hausse, les banques ont fermé les yeux.
« Pour de nombreuses entreprises, sinon toutes, les changements [sur les réserves prouvées non mises en valeur dans les livres] n’ont pas suffi à combler les écarts de plusieurs milliards de dollars, mais les bases des emprunts ne se sont toujours pas contractées », écrit Freeman.
Les banques examinent régulièrement la « base des emprunts » de leurs prêts, en s’assurant qu’un prêt est couvert par une garantie suffisante.
« Cependant, malgré une contraction de 75 % des prix du pétrole de 2014 à 2016 », a constaté Freedman, « nombre de ces prêts n’ont pas été réduits en 2015, 2016 ou 2017 ».
Elle a donné l’exemple de Chesapeake Energy, l’un des plus grands foreurs de pétrole et de gaz du pays, qui a été fortement impliqué dans la ruée vers les pétroles de schiste.
« En termes clairs, en 2016, Chesapeake ne disposait plus de garanties suffisantes pour garantir ses prêts… mais les pertes liées à la saisie étaient si élevées que les prêteurs ont réduit de moitié la couverture des taux d’intérêt » et pris d’autres mesures pour renflouer Chesapeake. Malheureusement, ce n’est qu’un exemple parmi tant d’autres dans l’industrie et beaucoup d’autres ont un recours beaucoup plus important à des bases d’emprunt qui ne sont pas encore suffisamment garanties.
Le secteur pétrolier et gazier doit actuellement plus de 833 milliards de dollars aux prêteurs, selon une analyse de Reuters du 31 mai, et près de la moitié de cette somme, soit environ 400 milliards de dollars, devrait être remboursée ou refinancée d’ici la fin 2019.
Cela signifie que les banques et les foreurs renégocieront des centaines de milliards de dollars en prêts très prochainement.
Sur-réservation et sur-construction
Pour les sociétés pipelinières, l’un des défis les plus difficiles est de trouver l’équilibre entre ce que leurs clients toujours optimistes s’attendent à pouvoir pomper d’un champ pétrolier ou gazier et la quantité de conduites qu’ils peuvent réellement se permettre de poser.
Les zones pétrolières de schiste argileux sont réputées pour avoir les zones les plus productives concentrées géographiquement, où les meilleurs puits peuvent être forés, et sont entourées de zones plus vastes qui offrent moins d’avantages pour l’argent des foreurs.
C’est pourquoi une déclaration a retenu beaucoup d’attention lorsque Mark Papa, ancien directeur général d’EOG Resources (à l’origine Enron Oil and Gas) et fondateur de Centennial Resource Development, a déclaré en public en novembre 2017 que dans deux des plus grandes zones de schiste du pays, Bakken au Dakota du Nord et Eagle Ford au Texas, les zones de forage sont déjà forées à 70 %.
Et, a-t-il averti, le champ de schiste le plus prolifique du pays, le bassin Permien au Texas, n’est peut-être pas loin derrière.
« Le Permien a les mêmes problèmes de qualité de roche et de phase que le Bakken et l’Eagle Ford – il est tout simplement moins développé à ce jour », note Papa dans une présentation du 16 novembre 2017.
L’une des plus grandes vulnérabilités de la règle révisée de la SEC est que les sociétés peuvent prédire que leurs puits non encore forés se trouveront dans les zones favorables, sans avoir une compréhension complète et claire de la taille exacte de ces zones favorables (ou avoir des lectures initiales de production pour s’en assurer) – et la différence entre un puits dans une zone favorable et un puits en dehors peut être importante.
« Nous ne savons pas ce que nous faisons »
Pour les constructeurs de pipelines dans le bassin Permien qui s’inquiètent déjà de l’habitude de leur industrie de construire plus de canalisations qu’il n’en faut et qui ont du mal à payer les factures quand il n’y a pas autant de pétrole ou de gaz à transporter que prévu, les questions sur la fiabilité des réserves prouvées ajoutent une couche supplémentaire d’incertitude à un calcul déjà difficile.
« Si nous ne construisons pas trop cette fois-ci, ce sera la première fois dans l’histoire de l’industrie. Il n’y a aucun doute là-dessus », a déclaré Wouter van Kempen, président du conseil, président et chef de la direction de DCP Midstream, lors d’une table ronde de la direction tenue le 16 avril lors de la convention GPA Midstream 2018.
« La question est de savoir quand, et combien, et je pense que ce que vous avez entendu plus tôt, c’est qu’aucun d’entre nous ne veut posséder ce dernier projet gazier, aucun d’entre nous ne veut posséder ce dernier pipeline parce que ce ne sont pas ceux que vous voulez posséder. »
« Nous ne savons pas la plupart du temps », a ajouté Bill Ordemann, vice-président exécutif d’Enterprise Products, alors que les dirigeants discutaient de la possibilité de sur-construire des pipelines, d’après les documents fournis à DeSmog lors de cette conférence.
Au lieu de cela, l’industrie pipelinière a cherché à transférer une partie du risque aux foreurs par le biais de contrats qui exigent un paiement même si les conduites ne devaient pas être utilisées, explique Terry Spencer, président et chef de la direction d’ONEOK, une société d’infrastructure de gaz naturel.
Cette stratégie remet la patate chaude entre les mains des foreurs de schistes – et il s’avère que l’industrie du forage est peut-être beaucoup moins bien préparée à faire face à ce risque que ne le suggèrent les chiffres de ses réserves prouvées.
Sharon Kelly