L'inflation et les contraintes budgétaires ont affaibli la détermination des pouvoirs publics et des entreprises à doubler les dépenses annuelles pour atteindre les 3 500 milliards de dollars américains estimés comme nécessaires pour mettre en place un système énergétique à faible émission de carbone et atteindre les objectifs de l'Accord de Paris.

Auteurs
Fraser McKay, responsable de l'analyse en amont – Wood MacKenzie
Angus Rodger, vice-président, PME en amont pour l'Asie-Pacifique et le Moyen-Orient – Wood MacKenzie

Dans notre scénario de base, le monde suit une trajectoire de 2,5 °C, la demande en liquides atteignant lentement son pic au début de la prochaine décennie, autour de 106 millions de barils par jour (b/j), et celle en gaz une décennie plus tard, à plus de 440 milliards de pieds cubes par jour (bcfd). Le secteur amont et ses secteurs connexes peuvent répondre à la demande avec seulement une augmentation modérée des investissements et des capacités des entreprises de services.

Cependant, les implications d’un retard dans la transition énergétique seraient très importantes. Notre scénario de transition retardée table sur un retard de cinq ans dans les efforts mondiaux de décarbonisation. Cela se traduirait par une trajectoire de 3 °C nécessitant 5 % d’approvisionnement supplémentaire en pétrole et en gaz. La demande en liquides serait en moyenne supérieure de 6 millions de barils par jour (6 %) à notre scénario de référence jusqu'en 2050, et la demande en gaz serait en moyenne supérieure de 15 milliards de pieds cubes par jour (3 %) à notre scénario de référence.

Répondre à la demande croissante à court terme, que ce soit dans le scénario de transition retardée ou dans le scénario de référence, ne pose guère de difficultés. Les liquides sont disponibles en abondance, l'offre hors Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) continuant de croître et 6 millions de barils par jour de volumes de l'OPEP+, qui représentent plusieurs années de croissance de la demande mondiale, étant actuellement retenus hors du marché.

En revanche, la combinaison d'une croissance de la demande plus forte et plus durable et du déclin naturel de la production des gisements existants poserait un défi plus difficile à relever pour l'industrie. L'augmentation de l'offre de liquides équivaut à peu près au volume d'un nouveau bassin permien américain ; l'offre supplémentaire de gaz est comparable à la production actuelle du schiste de Haynesville ou de l'Australie.

Il existe de nombreuses ressources à exploiter à travers le monde, mais les investissements devraient augmenter considérablement. Une hausse des dépenses exercerait une pression significative sur la chaîne d'approvisionnement, dont certaines parties fonctionnent déjà à pleine capacité. À terme, la hausse des coûts de développement entraînerait une augmentation des prix du pétrole et du gaz, avec certaines répercussions sur l'économie mondiale.

Nous répondons à cinq questions clés dans cette édition d'Horizons. D'où proviendrait l'offre supplémentaire de pétrole et de gaz ? La chaîne d'approvisionnement serait-elle en mesure de faire face ? Quel serait le montant supplémentaire des investissements en amont ? Comment l'inflation des coûts affecterait-elle le prix du pétrole et du gaz ? Et le secteur peut-il modifier son approche rigoureuse ?
 

Source : Wood Mackenzie Energy Markets Service – Perspectives mondiales sur la transition énergétique (ETO)

Question 1 : D'où proviendrait cette offre supplémentaire ?

Pétrole – faire appel aux grands acteurs

Le Moyen-Orient et les 48 États contigus des États-Unis sont les mieux placés pour augmenter leur offre. Ces deux régions bénéficient d'investisseurs généralement favorables, d'un accès aux capitaux et d'une plus grande liberté d'action, car elles sont confrontées à moins de problèmes sociaux, environnementaux ou d'accès qu'ailleurs.

Pour les principaux producteurs du Moyen-Orient, la fixation des niveaux de capacité et d’offre relève d’un choix stratégique plutôt que d’une contrainte liée aux ressources. Nous tablons déjà sur une augmentation de la part de marché de la région dans notre scénario de base et estimons qu’elle serait également en mesure d’intensifier sa production dans un scénario de hausse prolongée des prix afin de couvrir plus de 40 % de la hausse totale de la demande en liquides.

Les producteurs nord-américains ne réagiraient pas avec la même fougue axée sur la croissance brute que lors des cycles haussiers précédents, malgré les appels de la nouvelle administration américaine à « forer, forer, forer ». Le secteur est toutefois sensible aux prix, et l'offre s'adapterait en conséquence. Au total, l'Amérique du Nord fournirait près de 30 % de l'augmentation.

Comme lors des cycles haussiers précédents, l'offre du reste du monde augmenterait légèrement par rapport à notre scénario de base. Les principaux contributeurs aux 30 % restants de l'offre supplémentaire comprennent les secteurs en eaux profondes d'Amérique latine et d'Afrique, tandis que la Russie et la région caspienne, l'Asie-Pacifique et l'Europe produiraient également plus que nos prévisions actuelles.

Le gaz : une situation plus nuancée

Répondre à l’augmentation de 3 % de la demande mondiale de gaz dans un scénario de transition retardée est un défi moins difficile à relever que pour le pétrole. Près de la moitié de l’offre supplémentaire de gaz proviendrait d’un effet d’entraînement lié à l’intensification de l’activité axée sur les liquides, y compris le gaz associé provenant de zones telles que le bassin permien des 48 États contigus des États-Unis. Les gisements de gaz sec aux États-Unis et dans le monde fourniraient le reste.

Le secteur du gaz naturel liquéfié (GNL) serait confronté à un défi plus difficile. Les exportateurs américains de GNL figureraient parmi les principaux acteurs capables de répondre aux 40 millions de tonnes par an (6 %) de demande supplémentaire, exerçant une pression à la hausse sur les prix intérieurs du gaz au Henry Hub. Le Qatar chercherait également à saisir cette opportunité, en tirant parti de ses ressources à faible coût. Cependant, une demande plus forte pourrait inciter d'autres sources à s'approvisionner, et les acheteurs sont déjà désireux de diversifier leur approvisionnement au-delà de ces deux géants.
 

Source : Modèle d'approvisionnement en pétrole de Wood Mackenzie. Les graphiques illustrent l'impact combiné sur l'approvisionnement en pétrole et en gaz.

Question 2 : La chaîne d'approvisionnement serait-elle en mesure de faire face ?

La chaîne d'approvisionnement en amont – qui a déjà atteint ses limites – serait mise à rude épreuve

Au cours de la dernière décennie, la chaîne d'approvisionnement mondiale en amont a été redimensionnée pour s'adapter aux dépenses actuelles dans ce secteur, qui s'élèvent en moyenne à 500 milliards de dollars par an (coûts de développement des projets, hors exploration et frais généraux, en données de 2024). Une expansion modérée des capacités et le renouvellement continu de la flotte devraient suffire à répondre à nos prévisions de demande de base jusqu'en 2050.

Cependant, certains secteurs sont déjà à bout de souffle. Une reprise de l'activité aurait des conséquences néfastes sur les coûts des producteurs. Le secteur des services a réduit ses investissements en capital depuis une décennie, et les capacités de production dans la plupart des secteurs commencent tout juste à remonter.

À l'instar des opérateurs, les entreprises de services ont fait preuve de rigueur, privilégiant davantage l'efficacité, l'exercice de leur pouvoir de fixation des prix et la réalisation de marges plutôt que l'augmentation de leurs capacités. Elles sont aujourd'hui plus légères et plus performantes qu'elles ne l'ont été depuis des décennies, ce qui rend la relation entre l'activité, les capacités et les prix de plus en plus non linéaire.

Un report de la transition ne ferait qu'accroître la pression

Si cette transition était retardée, pratiquement toutes les régions et tous les segments en subiraient les conséquences en raison de la pénurie de personnel et de matériel. Nous identifions quatre principaux foyers d'inflation.

Terres émergées d'Amérique du Nord : La chaîne d'approvisionnement de la région peut se mettre en marche plus rapidement que la plupart des autres, mais il faudrait que les signes d'une hausse de la demande soient clairs et durables, et que les parties prenantes y soient favorables, pour que des capitaux soient engagés dans l'extension de la flotte. Il est peu probable que l'on assiste à une ruée vers l'augmentation des capacités. Au contraire, les prix et les capacités augmenteraient progressivement pour s'adapter à l'activité, cette hausse étant compensée par des gains d'efficacité.

En eaux profondes : Dans notre scénario de base, l'activité atteint un plateau que le secteur ne parvient à maintenir qu'au prix d'améliorations opérationnelles constantes. L'inflation y est déjà plus forte que dans le reste du secteur.

Une augmentation de la demande en plates-formes, navires, installations et équipements sous-marins viendrait bouleverser la donne. Grâce à la consolidation et à la réduction de leurs flottes, les propriétaires de plates-formes ont acquis un pouvoir de fixation des prix qu’ils seraient réticents à voir s’affaiblir. Le manque de personnel expérimenté et la disponibilité des chantiers navals constituent d’autres contraintes. Les retards, les dépassements de coûts et l’inflation se manifesteraient rapidement et auraient des conséquences graves. Pourtant, les rendements du secteur resteraient solides. Les nouvelles constructions et les rénovations prendraient du temps, mais la capacité augmenterait progressivement.

Le Moyen-Orient : La région est déjà un pôle d'attraction pour les investissements dans le pétrole, le gaz et le GNL. Des contrats de projets d'une valeur de 60 milliards de dollars ont été attribués au cours des deux dernières années, et jusqu'à 40 milliards de dollars supplémentaires sont attendus d'ici 2025. Les délais et les budgets sont déjà mis à rude épreuve. Si les principaux producteurs de la région réagissaient aux signaux de hausse de la demande liés au scénario de transition énergétique retardée en augmentant encore leurs capacités de production, cela entraînerait rapidement une nouvelle inflation des coûts et des dépassements budgétaires.

GNL : Une nouvelle vague de projets suivra la levée attendue de la suspension par l'administration Trump. La hausse de la demande mondiale de GNL viendra s'ajouter aux pressions à la hausse qui pèsent déjà sur les coûts d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction aux États-Unis et ailleurs, à mesure que l'offre se diversifie.

Reste du monde : certains pays et certains secteurs seraient relativement à l'abri de l'inflation, notamment ceux dont les chaînes d'approvisionnement sont contrôlées par l'État ou intégrées, comme la Chine et la Russie, ainsi que les secteurs onshore et en eaux peu profondes disposant d'une capacité de service excédentaire.


Source : Wood Mackenzie Upstream Supply Chain Service, rapports d'entreprise. Les quatre principales entreprises de la chaîne d'approvisionnement sont présentées (SLB, Halliburton, Baker Hughes et Weatherford) ; *données des trois premiers trimestres annualisées.

Question 3 : De combien d'investissements supplémentaires en amont faudrait-il disposer ?

Les dépenses devraient augmenter de 30 %

Une simple extrapolation consistant à traduire une hausse de 5 % de la demande par une augmentation de 5 % des dépenses serait inexacte et constituerait une simplification excessive. Nous avons calculé l'élasticité des coûts du secteur en combinant nos modèles annuels d'offre par secteur avec notre analyse de la chaîne d'approvisionnement mondiale.

Les résultats ne sont pas linéaires, mais, en gros, ils s'expliquent de manière étonnamment simple :

Une hausse de 5 % de la demande = une augmentation de 10 % de l'activité = une hausse de 20 % des coûts globaux de développement unitaire = une augmentation de 30 % de l'investissement total.

Cela représente 659 milliards de dollars de dépenses annuelles en matière de développement, contre 507 milliards dans notre scénario de référence, et 17 000 milliards de dollars au total d'ici 2050, contre 13 000 milliards (tous ces montants étant exprimés en valeur de 2024).

Cela repose notamment sur l'hypothèse d'une amélioration continue de l'efficacité opérationnelle, que le secteur pourrait très bien dépasser, ce qui atténuerait en partie l'impact de l'inflation.


Source : Wood Mackenzie Lens Upstream

Question 4 : Comment l'inflation des coûts affecterait-elle le prix du pétrole et du gaz ?

Une hausse des coûts d'approvisionnement entraînerait une hausse des prix

Les projets «greenfield» en phase de pré-autorisation sont presque entièrement exposés à la hausse des coûts et aux goulets d'étranglement dans la chaîne d'approvisionnement. Pour les 95 plus grands projets conventionnels non développés figurant dans notre base de données Lens, une inflation des coûts de 20 % fait grimper le seuil de rentabilité de plus de 15 dollars US par baril (soit une hausse de 28 %) avec un taux d'actualisation de 15 %.

Les rendements du projet passeraient de 22 % à 16 % selon les prix de planification actuels des entreprises, qui s'établissent en moyenne à environ 65 dollars américains le baril, et la hausse des coûts unitaires ne serait pas la seule cause de cette situation. L'augmentation des capacités entraînerait une dilution de la qualité des équipes et des équipements, ce qui se traduirait par des retards, des dépassements de coûts et une nouvelle détérioration des rendements.

Les prix du pétrole seraient nettement plus élevés

Dans cette analyse, nous calculons les prix du pétrole en nous appuyant sur les fondamentaux à long terme, le coût de l'offre et l'hypothèse selon laquelle c'est le baril marginal qui détermine le prix. Le comportement des producteurs à faibles coûts du secteur reste déterminant. Nous partons du principe que l'OPEP mettra fin à ses réductions de production actuelles au cours des prochaines années et continuera à accroître ses capacités et à augmenter sa production à moyen terme.

Même dans notre scénario de base, l'offre de l'OPEP ne suffira pas à elle seule à répondre à la croissance de la demande mondiale. Des investissements dans d'autres secteurs sont également nécessaires. L'industrie exploite en priorité ses gisements les plus rentables, à faible coût et à faibles émissions de carbone, qui seront remplacés, une fois le pic de la demande dépassé, par des ressources de moindre qualité. Il faut également compter sur la croissance des réserves issues des gisements existants, le développement de nouveaux projets et l'intensification de l'exploration, et c'est la hausse des prix qui servira d'incitation nécessaire. Cette dynamique est exacerbée et accélérée par un retard dans la transition.

Notre modèle mondial d'approvisionnement en pétrole prévoit que le prix du Brent dépassera les 100 dollars américains le baril au cours des années 2030 dans un scénario de transition retardée. Il redescendra vers les 90 dollars américains le baril d'ici 2050, soit en moyenne environ 20 dollars américains de plus que notre scénario de référence sur cette période (tous les chiffres étant exprimés en termes de 2024).

L'issue dépend bien sûr largement du comportement de l'OPEP. Le groupe pourrait chercher à gagner des parts de marché en réduisant ses stocks de manière plus agressive, ou bien se montrer plus prudent en matière d'investissements que ce que nous prévoyons. Dans les deux cas, cela aurait un impact considérable sur les prix.

Le prix de l'essence augmenterait également, mais s'affranchirait de plus en plus

Une grande partie de la demande supplémentaire de gaz résultant d'un report de la transition proviendrait d'Amérique du Nord, où tant la demande d'électricité que l'expansion du GNL seraient plus soutenues que dans notre scénario de référence. Si le gaz associé à l'augmentation de l'offre de pétrole est proposé à un coût relativement bas, les prix du gaz aux États-Unis finiraient par dépasser notre prévision de référence de 4 dollars US par mmbtu pour 2030, ce qui encouragerait la production de gaz non associé.

Une hausse de la demande de GNL atténuerait le risque d'effondrement des prix face à l'arrivée, dans les cinq à sept prochaines années, de la vague de nouvelles offres tant attendue. Parallèlement, une hausse des prix du pétrole et du Henry Hub entraînerait une augmentation des prix du GNL indexés sur le pétrole et des prix au comptant, le GNL américain restant le fournisseur marginal.

Question 5 : Le secteur est-il capable d'adapter son approche rigoureuse ?

Les indicateurs qui guident les décisions stratégiques devront évoluer

Les grandes compagnies pétrolières et d’autres entreprises s’appuient sur plusieurs indicateurs pour évaluer la pertinence d’un investissement, au premier rang desquels figurent la rentabilité et les émissions des nouveaux projets. Pour répondre aux besoins de financement liés à une transition retardée, il faudrait que la discipline budgétaire stricte actuellement imposée au secteur soit assouplie ou, à tout le moins, que la définition même de cette discipline évolue, par exemple :

1. Retours : Les objectifs des entreprises s'établissent aujourd'hui en moyenne autour de 15 % pour le pétrole. Pour y parvenir malgré une inflation des coûts de 20 %, il faut tabler sur une hausse des prix, qui passeraient de 65 dollars le baril à environ 80 dollars le baril en termes réels.

2. Seuils de rentabilité : les seuils fixés par les entreprises, qui se situent généralement aujourd’hui entre 40 et 50 dollars américains le baril sur la base d’une valeur actuelle nette (VAN10), devraient être revus à la hausse pour tenir compte de l’inflation des coûts.

3. Émissions : Si la technologie permettra d'améliorer progressivement de nombreux projets, pour d'autres, la mise en œuvre de mesures d'atténuation représente une tâche coûteuse. Les objectifs actuels des entreprises, souvent fixés à 20 kgCO2e/boe ou moins, seraient alors menacés.

Les tarifs de planification d'entreprise augmenteraient si les perspectives du marché s'amélioraient, grâce à une confiance accrue dans la pérennité de la demande. Dans un tel contexte, une hausse des coûts unitaires de développement et des seuils de rentabilité serait probablement acceptable.

Il serait plus difficile de résoudre la question des émissions. Les opérateurs devront en fin de compte trouver un équilibre entre les coûts liés à la réduction des émissions et l'intensité carbone. Ceux qui se sont fixé les objectifs d'émissions les plus stricts pourraient soit voir leurs projets perdre en compétitivité par rapport à ceux qui n'en ont pas, soit devoir rechercher activement des compensations afin de pouvoir recourir à des sources d'approvisionnement plus intensives en carbone sans compromettre les indicateurs de coût de leurs projets.

L'influence des parties prenantes serait déterminante

La rapidité avec laquelle les indicateurs d'investissement évolueront dépendra de la manière dont les parties prenantes perçoivent les fondamentaux des investissements dans le secteur pétrolier et gazier. Pour que les investissements nécessaires se concrétisent, l'ensemble de la chaîne de valeur en amont, des opérateurs aux gouvernements en passant par les investisseurs, les banques et les autres prêteurs, devra adhérer à l'idée de fondamentaux de marché plus solides et de prix plus fermes.

Rares sont ceux qui prôneraient un retour à la mentalité des années 2010, axée sur une croissance à tout prix financée par l'endettement et fondée sur la croyance en une croissance perpétuelle de la demande, et tous seraient soucieux d'éviter de se faire piéger par le cycle typique d'expansion et de récession du secteur. Après tout, cela ne fait que cinq ans que beaucoup pensaient que la transition s'accélérait et que le secteur en amont se dirigeait vers un déclin irrémédiable.

Une hausse des prix ferait basculer le sentiment

Les incitations à soutenir l'investissement seraient fortes. Un prix de 100 dollars américains le baril se traduirait par une augmentation des recettes fiscales publiques et des participations directes des compagnies pétrolières nationales (CPN) de 6 000 milliards de dollars américains, ainsi que par une hausse de 1 000 milliards de dollars américains de la valeur des entreprises, rien que pour les actifs commerciaux existants (sur la base d'une VAN à 10 ans).

Tout comme les rendements des projets, bon nombre des indicateurs clés d'entreprise suivis par les investisseurs dépendent des prix. Les marges de flux de trésorerie d'exploitation et les taux de réinvestissement (capital investi/flux de trésorerie d'exploitation) apparaîtraient plus favorables qu'aujourd'hui, malgré des coûts plus élevés. Et les opérateurs pourraient investir dans la croissance tout en continuant à allouer une part croissante de leur flux de trésorerie disponible aux investisseurs.

Mais si la hausse des prix est un facteur déterminant de l'appétit pour l'investissement, il faudra du temps pour rétablir la confiance. Une croissance régulière et progressive de la demande, telle qu'elle ressort de notre modèle de demande fondé sur l'équilibre, serait le moyen le plus rapide d'attirer durablement des capitaux dans le secteur. La volatilité – qui serait plus probable dans un scénario de transition retardée – crée des frictions.


Source : Wood Mackenzie Lens. Actifs commerciaux existants, hors projets à fort potentiel et activités d'exploration

Conclusion

Cinq conséquences de la hausse des investissements et des prix

Si la transition s'effectuait avec un retard, comme dans notre scénario, la demande serait supérieure de 5 % à celle de notre scénario de base, ce qui nécessiterait une augmentation des dépenses de 30 %. Le secteur en amont a toujours su relever ce type de défis ; ainsi, grâce à des prix du pétrole supérieurs de 24 % à ceux de notre scénario de base, cette demande serait satisfaite.

L'impact sur les stratégies des entreprises du secteur pétrolier et gazier serait considérable.

Les entreprises les plus exposées au pétrole sortiraient gagnantes : les opérateurs bénéficiant d'une pérennité dans le secteur pétrolier et d'une exposition aux opportunités à faible coût au Moyen-Orient (sociétés pétrolières nationales détenant des ressources) et au pétrole de schiste américain (grandes sociétés américaines et plus grands indépendants) seraient idéalement positionnés. Le secteur des services pétroliers et gaziers, en général, s'en sortirait bien, les gains les plus importants revenant aux entreprises les plus efficaces et les plus avancées sur le plan technologique, ainsi qu'à celles capables d'augmenter leur capacité dans les zones d'investissement prioritaires tout en préservant leurs marges.

L'acquisition de ressources deviendrait une priorité pour beaucoup : on assisterait à une course effrénée pour rattraper le retard parmi les grandes sociétés européennes et les grands indépendants internationaux qui ont délaissé ou réduit leurs activités en amont. Les fusions-acquisitions constitueraient un moyen de tirer parti d’une demande prolongée. Cependant, il faudrait agir rapidement avant que les valorisations des transactions n’augmentent en réponse à la hausse des prix de planification des entreprises. Les fusions-acquisitions n’apportent toutefois pas de nouvelles ressources. Des investissements organiques plus importants seraient nécessaires pour stimuler l’offre. De nombreuses sociétés cotées en bourse hésiteraient à mettre en péril la confiance des investisseurs, durement acquise, et à augmenter leurs investissements organiques, en particulier face à la hausse des coûts dans le secteur des services.

La tolérance au risque augmenterait : à mesure que les fondamentaux en amont se renforceraient, le secteur serait plus à l'aise avec des projets plus importants, plus complexes et à plus long terme, comportant davantage de risques en surface. Cela pourrait inclure l'acceptation de participations plus importantes, davantage d'exploration et de nouvelles implantations régionales. Les opérateurs américains chercheraient à s'internationaliser, tandis que certaines grandes sociétés européennes renforceraient leur exposition aux activités onshore aux États-Unis. Cependant, le secteur ne peut se permettre de perdre de vue la résilience financière nécessaire pour soutenir les dividendes et les investissements.

La discipline et l'efficacité resteraient de mise : les opérateurs seraient toujours tenus responsables des dépassements de coûts et des retards. La plupart chercheraient encore à échelonner les projets lorsque cela est possible, à minimiser le capital improductif et à réduire au maximum les délais de rentabilité. Il en va de même pour les actifs matures, qui seraient stimulés par des prix plus élevés. Mais le secteur serait désireux de mettre à profit ses capacités naissantes en matière d'intelligence artificielle pour maintenir les coûts et les émissions à un niveau gérable.

Le financement du secteur pétrolier et gazier deviendrait plus facile : les investisseurs et les prêteurs ne pourraient ignorer l'amélioration des fondamentaux d'investissement. Certains seraient tentés d'assouplir les critères de prêt stricts imposés au secteur. Des modèles économiques de niche, tels que les sociétés d'exploration spécialisées ou les spécialistes des actifs matures, pourraient refaire surface. Mais si les prêteurs se recentreraient sur des indicateurs opérationnels, tels que la durée de vie des ressources et la longévité de la production, pour la plupart d'entre eux, les critères de prêt liés à la réduction des émissions seraient non négociables.

La transition connaîtrait également des répercussions plus larges. L'économie mondiale ressentirait les effets de ces prix plus élevés du pétrole et du gaz, mais l'impact à long terme sur le produit intérieur brut mondial serait limité dans les limites de prix stables de ce scénario. Des prix plus élevés renforceraient toutefois la compétitivité des alternatives telles que les véhicules électriques, les énergies renouvelables et le stockage d'énergie, même si les autres obstacles – tels que la politique et le financement – subsistaient. Enfin, la hausse des prix du GNL menacerait la croissance de la demande de GNL sur les marchés émergents d'Asie, sensibles aux prix, qui jouent un rôle clé dans la fonction du gaz en tant que combustible de transition.