L'inflation et les pressions budgétaires ont affaibli la détermination des gouvernements et des entreprises à doubler les dépenses annuelles pour atteindre les 3 500 milliards de dollars américains estimés 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, SME Upstream APAC & Middle East – Wood MacKenzie

Dans notre scénario de base, le monde est sur la voie d'un réchauffement de 2,5 °C, avec une demande en liquides atteignant lentement son pic au début de la prochaine décennie, autour de 106 millions de barils par jour (b/j), et une demande en gaz atteignant son pic une décennie plus tard, à plus de 440 milliards de pieds cubes par jour (bcfd). L'industrie en amont et ses secteurs de soutien peuvent fournir l'approvisionnement nécessaire avec seulement une augmentation modeste des investissements et de la capacité des sociétés de services.

Cependant, les implications d'un retard dans la transition énergétique seraient très importantes. Notre scénario de transition retardée suppose 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 de liquides serait en moyenne supérieure de 6 millions de barils par jour (6 %) à notre scénario de base jusqu'en 2050, et la demande de gaz serait en moyenne supérieure de 15 milliards de pieds cubes par jour (3 %) à notre scénario de base.

Répondre à la demande croissante à court terme, que ce soit dans le scénario de retard ou dans le scénario de base, ne pose que peu de difficultés. Les liquides sont disponibles en abondance, l'approvisionnement des pays non membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) continuant de croître et 6 millions de barils par jour provenant de l'OPEP+ (ce qui représente plusieurs années de croissance de la demande mondiale) étant actuellement retenus sur le 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 représenterait un défi plus difficile à relever pour l'industrie. L'augmentation de l'offre de liquides est à peu près équivalente 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 dans le monde, mais les investissements devraient augmenter de manière significative. Une augmentation des dépenses exercerait une pression importante 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, ce qui aurait des répercussions sur l'économie mondiale.

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

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

Question 1 : D'où proviendrait l'approvisionnement supplémentaire ?

Pétrole – faire appel aux grands acteurs

Le Moyen-Orient et les 48 États contigus des États-Unis sont les plus à même d'augmenter leur offre. Tous deux bénéficient d'investisseurs généralement favorables, d'un accès au capital et d'une liberté d'action, car ils sont moins confrontés à des problèmes sociaux, environnementaux ou d'accès que d'autres régions.

Pour les principaux producteurs du Moyen-Orient, la fixation des niveaux de capacité et d'approvisionnement relève davantage d'un choix stratégique 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 pensons qu'elle serait également en mesure de progresser dans un scénario de hausse prolongée afin de répondre à plus de 40 % de l'augmentation totale de la demande de liquides.

Les producteurs nord-américains ne réagiraient pas avec la même agressivité axée sur la croissance brute que lors des cycles haussiers précédents, malgré les appels à « forer, forer, forer » lancés par la nouvelle administration américaine. Cependant, le secteur est sensible aux prix et l'offre réagirait. 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 sont les secteurs des eaux profondes d'Amérique latine et d'Afrique, tandis que la Russie et la 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 moins difficile que dans le cas du pétrole. Près de la moitié de l'offre supplémentaire de gaz proviendrait d'une activité accrue liée aux liquides, notamment le gaz associé provenant de régions telles que le bassin permien des 48 États contigus des États-Unis. Les gisements de gaz sec aux États-Unis et dans le monde entier fourniraient le reste.

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

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

Question 2 : La chaîne d'approvisionnement pourrait-elle faire face ?

La chaîne d'approvisionnement en amont, déjà proche de 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 en amont, qui s'élèvent en moyenne à un demi-billion de dollars par an (coûts de développement des projets hors exploration et frais généraux, selon les termes de 2024). Une expansion modérée des capacités et un renouvellement continu de la flotte devraient suffire à répondre à nos prévisions de demande de base jusqu'en 2050.

Cependant, certains segments montrent déjà des signes de faiblesse. Une augmentation de l'activité serait néfaste pour les coûts des producteurs. Le secteur des services a réduit ses investissements en capital pendant une décennie, et la capacité de la plupart des secteurs commence tout juste à remonter.

Les entreprises de services, tout comme les opérateurs, ont fait preuve de discipline, se concentrant davantage sur l'efficacité, l'exercice de leur pouvoir de fixation des prix et la réalisation de marges plutôt que sur l'augmentation de leur capacité. 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, la capacité et la tarification de plus en plus non linéaire.

Un report de la transition accentuerait la pression.

Un retard dans la transition entraînerait une pénurie de personnel et d'équipements dans pratiquement toutes les régions et tous les segments. Nous identifions quatre principaux foyers d'inflation.

Amérique du Nord continentale : La chaîne d'approvisionnement de la région peut s'accélérer plus rapidement que la plupart des autres, mais les signaux d'une demande plus forte devraient être clairs et soutenus, et les parties prenantes devraient apporter leur soutien avant que des capitaux ne soient engagés dans l'expansion 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, compensés par des gains d'efficacité.

Eaux profondes : Dans notre scénario de base, l'activité atteint un plateau que le secteur ne peut atteindre qu'en poursuivant ses améliorations opérationnelles. L'inflation est déjà plus forte que dans le reste du secteur.

Une augmentation de la demande en matière de plates-formes, de navires, d'installations et d'équipements sous-marins viendrait bouleverser la donne. Grâce à la consolidation et à la réduction de leur flotte, les propriétaires de plates-formes ont acquis un pouvoir de fixation des prix qu'ils seraient réticents à diluer. L'expérience des équipages 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 répercussions importantes. Néanmoins, 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 américains ont été attribués au cours des deux dernières années et jusqu'à 40 milliards de dollars supplémentaires sont attendus en 2025. Les délais et les budgets sont déjà sous pression. Si les principaux producteurs de la région réagissent à la hausse de la demande prévue dans le scénario de transition énergétique retardée en augmentant encore leur capacité d'approvisionnement, cela entraînerait rapidement une nouvelle inflation des coûts et des dépassements budgétaires.

GNL : Une nouvelle vague de développements suivra la levée attendue de la pause par l'administration Trump. La hausse de la demande mondiale de GNL viendra s'ajouter à la pression à la hausse qui s'exerce 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 secteurs seraient relativement à l'abri de l'inflation, notamment ceux dont les chaînes d'approvisionnement sont contrôlées ou intégrées par l'État, comme la Chine et la Russie, ainsi que les secteurs onshore et en eaux peu profondes qui disposent 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 : Quel serait le montant supplémentaire nécessaire pour les investissements en amont ?

Les dépenses devraient augmenter de 30 %.

Une simple extrapolation de 5 % de demande supplémentaire en 5 % de dépenses supplémentaires serait inexacte et trop simpliste. Nous avons calculé l'élasticité des coûts du secteur en intégrant nos modèles d'approvisionnement annuel champ par champ à notre analyse globale de la chaîne d'approvisionnement.

Les résultats ne sont pas linéaires, mais en chiffres ronds, ils sont agréablement simples à expliquer :

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

Cela représente 659 milliards de dollars américains de dépenses annuelles consacrées au développement, contre 507 milliards dans notre scénario de référence, et 17 000 milliards de dollars américains contre 13 000 milliards au total jusqu'en 2050 (tous les chiffres sont exprimés en dollars américains de 2024).

Cela inclut l'hypothèse d'une amélioration continue de l'efficacité opérationnelle, que le secteur pourrait très bien dépasser, atténuant ainsi une partie de l'impact inflationniste.


Source : Wood Mackenzie Lens Upstream

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

Une augmentation du coût d'approvisionnement entraînerait une hausse des prix.

Les projets greenfield pré-sanctionnés sont presque entièrement exposés à la hausse des coûts et aux goulets d'étranglement de la chaîne d'approvisionnement. Pour les 95 plus grands projets conventionnels non développés de notre base de données Lens, une inflation des coûts de 20 % augmente le seuil de rentabilité de plus de 15 dollars américains par baril (soit une hausse de 28 %) à un taux d'actualisation de 15 %.

Les rendements du projet passeraient de 22 % à 16 % selon les prix actuels de la planification d'entreprise, qui s'élèvent en moyenne à environ 65 dollars américains le baril, et la hausse des coûts unitaires ne serait pas le seul facteur en cause. Le renforcement des capacités diluerait la qualité des équipes et des équipements, entraînant 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 basant sur les fondamentaux à long terme, le coût de l'approvisionnement et l'hypothèse selon laquelle le baril marginal détermine le prix. Le comportement des producteurs à faibles coûts de l'industrie reste primordial. Nous supposons que l'OPEP mettra fin à ses réductions de production actuelles au cours des prochaines années et continuera d'augmenter sa capacité et 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 ailleurs sont également nécessaires. L'industrie développe d'abord ses barils les plus avantageux, à faible coût et à faible teneur en carbone, puis les remplace par des ressources de moindre qualité au-delà du pic de la demande. La croissance des réserves provenant des champs existants, le développement de nouveaux projets et l'intensification de l'exploration sont également nécessaires, et les prix plus élevés constituent l'incitation requise. Cette dynamique est exacerbée et accélérée par une transition retardée.

Notre modèle mondial d'approvisionnement en pétrole prévoit une hausse du prix du Brent à plus de 100 dollars américains le baril au cours des années 2030 dans un scénario de transition différée. Il redescend vers 90 dollars américains le baril d'ici 2050, soit en moyenne environ 20 dollars américains le baril de plus que notre scénario de référence sur la période (toutes les données sont exprimées en dollars américains de 2024).

Le résultat dépend bien sûr fortement du comportement de l'OPEP. Le groupe pourrait chercher à gagner des parts de marché en adoptant une politique plus agressive ou faire preuve d'une plus grande retenue en matière d'investissements que nous ne le supposons. Dans les deux cas, cela aurait un impact considérable sur les prix.

Le prix du gaz augmenterait également, mais serait de plus en plus découplé.

Une grande partie de la demande supplémentaire en gaz résultant d'une transition retardée proviendrait d'Amérique du Nord, où la demande en électricité et l'expansion du GNL seraient plus importantes que dans notre scénario de référence. Si le gaz associé à l'augmentation de l'offre de pétrole est relativement peu coûteux, les prix du gaz aux États-Unis devraient toutefois dépasser notre prévision de référence de 4 $/mmbtu pour 2030, ce qui favoriserait l'utilisation de gaz non associé.

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

Question 5 : L'industrie peut-elle adapter son approche rigoureuse ?

Les indicateurs qui guident les décisions stratégiques devront évoluer.

Les grandes entreprises et d'autres sociétés utilisent plusieurs indicateurs pour évaluer la pertinence des investissements, parmi lesquels figurent principalement les aspects économiques et les émissions des nouveaux projets. Pour répondre aux exigences de dépenses liées à une transition retardée, la discipline stricte actuellement imposée par le secteur en matière de capital devrait être modifiée ou, à tout le moins, la définition même de cette discipline devrait évoluer, par exemple :

1. Retours : Les objectifs des entreprises s'élèvent aujourd'hui en moyenne à environ 15 % pour le pétrole. Pour atteindre cet objectif avec une inflation des coûts de 20 %, il faut prévoir une hausse des prix de 65 dollars américains le baril à environ 80 dollars américains le baril en termes réels.

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

3. Émissions : La technologie permettra d'améliorer progressivement de nombreux projets, mais pour d'autres, l'atténuation est une tâche coûteuse. Les objectifs actuels des entreprises, souvent fixés à 20 kgCO2e/boe ou moins, seraient menacés.

Les prix de la planification d'entreprise augmenteraient si les perspectives du marché s'amélioraient, avec une confiance accrue dans la pérennité de la demande. Dans ce contexte, des coûts de développement unitaires et des seuils de rentabilité plus élevés seraient probablement acceptables.

Il serait plus difficile de résoudre le problème des émissions. Les exploitants doivent en fin de compte trouver un compromis entre les coûts d'atténuation et l'intensité des émissions. Ceux qui ont les objectifs d'émissions les plus stricts pourraient soit trouver leurs projets moins compétitifs que ceux qui n'en ont pas, soit devoir rechercher activement des compensations afin de débloquer un approvisionnement plus intensif en carbone sans compromettre les paramètres de coût du projet.

L'influence des parties prenantes serait déterminante.

La rapidité avec laquelle les indicateurs d'investissement évolueront dépendra de la façon dont les parties prenantes perçoivent les fondamentaux de l'investissement 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 autres prêteurs, devra adhérer à des fondamentaux de marché plus solides et à des prix plus fermes.

Rares sont ceux qui préconiseraient un retour à la mentalité des années 2010, axée sur la croissance à tout prix financée par l'endettement, dans la conviction d'une croissance perpétuelle de la demande, et tous seraient désireux d'éviter de se faire piéger par le cycle typique d'expansion et de ralentissement 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 modifierait le sentiment

Les incitations à soutenir l'investissement seraient fortes. 100 dollars américains par baril se traduisent par des recettes fiscales supplémentaires pour le gouvernement et des participations directes des compagnies pétrolières nationales (CPN) de 6 000 milliards de dollars américains, ainsi que par une augmentation de 1 000 milliards de dollars américains de la valeur des entreprises, rien que pour les actifs commerciaux existants (sur la base de la VAN10).

À l'instar des rendements des projets, bon nombre des principaux indicateurs de référence suivis par les investisseurs dépendent des prix. Les marges de trésorerie d'exploitation et les taux de réinvestissement (capital déployé/trésorerie d'exploitation) sembleraient 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 la trésorerie disponible aux investisseurs.

Mais si l'augmentation des prix est un facteur déterminant pour l'appétit d'investissement, la confiance mettra du temps à s'installer. Une croissance régulière et progressive de la demande, qui est le résultat de notre modèle de demande basé sur l'équilibre, serait le moyen le plus rapide d'attirer de manière constante 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, à l'exclusion des potentiels de hausse et des explorations indiqués.

Conclusion

Cinq conséquences de l'augmentation des investissements et des prix

Si une transition retardée se déroule comme dans notre scénario, la demande serait supérieure de 5 % à notre scénario de base, ce qui nécessiterait une augmentation des dépenses de 30 %. Le secteur en amont a toujours su relever avec brio des défis de ce type. Ainsi, grâce à des prix du pétrole supérieurs de 24 % à notre scénario de base, cette demande serait satisfaite.

L'impact sur les stratégies pétrolières et gazières des entreprises serait considérable.

Les entreprises les plus exposées au pétrole seraient gagnantes : les opérateurs ayant une longue expérience dans le secteur pétrolier et exposés à des opportunités à faible coût au Moyen-Orient (sociétés pétrolières nationales détenant des ressources) et au pétrole de schiste américain (grandes sociétés américaines et plus grandes sociétés indépendantes) seraient idéalement positionnés. Le secteur des services pétroliers et gaziers, en général, se porterait bien, les gains les plus importants revenant aux entreprises les plus efficaces et les plus avancées sur le plan technologique, ainsi qu'à celles qui peuvent augmenter leur capacité dans les zones d'investissement les plus dynamiques tout en protégeant leurs marges.

La capture des ressources deviendrait une priorité pour beaucoup : il y aurait une course pour rattraper le retard parmi les grandes entreprises européennes et les grandes indépendantes internationales qui ont délaissé ou réduit leurs activités en amont. Les fusions-acquisitions constitueraient un moyen d'accéder à une demande prolongée. Cependant, il faudrait agir rapidement avant que les valorisations des transactions n'augmentent en réponse à la hausse des prix prévus dans les plans d'entreprise. 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 durement acquise des investisseurs et hésiteraient 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, présentant davantage de risques en surface. Cela pourrait inclure l'acceptation de participations plus importantes, davantage d'exploration et de nouvelles entrées régionales. Les opérateurs américains chercheraient à s'internationaliser, tandis que certaines grandes entreprises européennes augmenteraient leur exposition aux États-Unis continentaux. 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 toujours à échelonner les projets dans la mesure du possible, à minimiser le capital improductif et à réduire au maximum les délais de récupération. Il en va de même pour les actifs matures, qui seraient stimulés par la hausse des prix. Mais le secteur serait désireux de mettre à profit ses nouvelles capacités en matière d'intelligence artificielle pour maintenir les coûts et les émissions à un niveau raisonnable.

Le financement du pétrole et du gaz serait facilité : les investisseurs et les prêteurs ne pourraient ignorer l'amélioration des fondamentaux de l'investissement. Certains seraient tentés d'assouplir les critères de prêt stricts imposés au secteur. Des modèles commerciaux de niche, tels que les explorateurs spécialisés ou les spécialistes des actifs matures, pourraient refaire surface. Mais si les prêteurs se concentreraient à nouveau sur les 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 aurait également des répercussions plus larges. L'économie mondiale ressentirait les effets négatifs 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 stabilité des prix de ce scénario. Cependant, des prix plus élevés renforceraient la compétitivité des alternatives telles que les véhicules électriques, les énergies renouvelables et le stockage d'énergie, même si d'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 sensibles aux prix en Asie, qui jouent un rôle clé dans la transition énergétique.