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9 janvier 2013 3 09 /01 /janvier /2013 15:59

 

 

 

Quatre des principales compagnies pétrolières internationales font face à un déclin de leurs productions globales de brut, en dépit de profits sans précédent. Peuvent-elles inverser la tendance ?

 

 

La compagnie pétrolière américaine ExxonMobil, première entreprise de la planète selon le magazine Forbes, connaît depuis 2007 un net recul de sa production, après plus d'un siècle d'expansion ininterrompue.

En 2011, les extractions de pétrole d'ExxonMobil ont atteint 2,312 millions de barils par jour (Mb/j), en chute de 4,5 % par rapport à 2010 et de 11,6 % par rapport à 2007, d'après les données disponibles dans le dernier rapport annuel du groupe.

Résultat très médiocre pour la n°1 des majors, alors qu'entre-temps la consommation de brut s'est accrue, et que les prix du baril se maintiennent depuis 2007 à des niveaux jamais vus jusque-là.

Pourtant le nombre des forages entrepris par ExxonMobil de par le monde a augmenté très fortement, passant de 971 nouveaux puits en 2007 à 1 249 en 2010, puis 1 606 en 2011, soit une hausse de 65 % sur quatre ans. Même tendance pour ce qui concerne les coûts nets de production annuels : Exxon est passé de 78,6 milliards de dollars en 2007 à 152,5 milliards en 2010, puis à 166,7 milliards en 2011 (+ 112 % en quatre ans !).

97 % des nouveaux puits forés par Exxon l'ont été dans des champs connus et déjà exploités.

L'année 2007 restera-t-elle l'année du pic pétrolier pour la fille aînée de la Standard Oil, fondée en 1870 par John D. Rockefeller ? La réponse viendra. En attendant, Exxon a confirmé la poursuite de la chute de la production dans son dernier rapport trimestriel, paru en novembre ; maintenir la production devient "un challenge récurrent", rapporte l'agence Reuters.

Les baisses des extractions d'Exxon affectent en particulier l'Afrique (notamment le Nigéria et l'Angola) ainsi que la mer du Nord. Le Moyen-Orient, la Russie et la région de la Caspienne sont épargnés.

Le continent américain, base arrière de la firme, fait apparaître en 2011 une reprise relative de la production de pétrole brut et de ses substituts. Une reprise généreusement saluée dans les médias et remise en perspective sur ce blog, qui ne suffit pas pour l'heure à ramener les extractions d'Exxon sur l'ensemble du continent américain au niveau atteint en 2007, ni à enrayer (loin s'en faut) la chute de sa production globale.

La chute de la production d'Exxon se transforme en effondrement si l'on considère la seule production de brut conventionnel ― le pétrole liquide classique, qui constitue près des deux-tiers de l'offre du géant américain : 1,338 Mb/j atteints en 2011, après 1,496 Mb/en 2010 (-10,5 %) et 1,875 Mb/j en 2007 (- 27,5 % !)

Exxon mange son pain noir : "what else ?" Ses principales perspectives de développement se situent en Irak (où Exxon est plus que jamais en délicatesse avec le gouvernement de Bagdad, et prend le risque de se voir fermer l'accès aux projets les plus massifs), dans l'Arctique russe (où l'immixtion réussie par le pétrolier yankee pourrait rester un vain tour de force, si l'on se fie aux derniers pronostics ― pessimistes ― publiés par l'Agence internationale de l'énergie) et enfin en Amérique du Nord, où les incertitudes demeurent... nombreuses.

En somme, c'est pas gagné.

La plateforme de forage Kulluk de la Royal Dutch Shell, échouée au sud de l'Alaska après une tempête, a pu être remorquée hier en eaux sûres. AP.

 

La Royal Dutch Shell, n°2 parmi les grandes compagnies pétrolières internationales, n'est pas devant une situation aussi manifestement délicate que celle d'Exxon.

Néanmoins, ses extractions de pétrole brut et de gaz naturel liquide ont enregistré un recul de pas moins de 9,5 % entre 2010 et 2011, pour s'établir à 1,536 Mb/j, selon le dernier rapport annuel. Une tendance erratique dans le meilleur des cas, puisque l'année précédente, la production de Shell avait au contraire connu une hausse d'une ampleur similaire. (Shell ne fournit hélas pas de données distinctes concernant le pétrole brut d'une part et le gaz naturel liquide d'autre part, bien que les fonctions de ces deux produits soient loin d'être interchangeables, notamment pour la fabrication de carburant).

Le patron de Shell, Peter Voser, a reconnu l'an dernier que compte tenu du rythme actuel de déclin de la production mondiale existante, il faudrait que l'industrie pétrolière dans son ensemble soit capable de développer au cours de cette décennie "l'équivalent de quatre Arabie saoudite ou de dix mers du Nord (...) rien que pour maintenir l'offre à son niveau actuel"...

Symbolique ? Shell a vu la semaine dernière l'une de ses plateformes de forage s'échouer en l'Alaska, suite à une tempête. Le site du magazine Forbes évoque un pur et simple "fiasco" de la Royal Dutch Shell en Arctique. Le Financial Times soulignait hier à quel point il sera délicat de développer les ressources offshore du grand Nord, ultime grande zone géographique encore largement inexplorée sur Terre.

 

BP elle aussi a dû interrompre en 2012 ses efforts pour forer au large de l'Alaska.

Mais les déboires de la troisième grande major historique sont loin de s'arrêter là.

L'ex-British Petroleum voit aussi sa production globale de brut décliner très fortement. En 2011, celle-ci a atteint 2,157 Mb/j, en recul de 9,1 % par rapport à 2010, et de 15 % par rapport à 2009, d'après le dernier rapport annuel.

BP a dû se résoudre l'an dernier à engager une sévère cure d'amaigrissement en se dessaisissant notamment de pas moins d'un tiers de ses puits, suite à la marée noire du golfe du Mexique en 2010, terriblement coûteuse pour la compagnie. Une stratégie radicale, qui devrait à elle seule en 2013 entraîner mécaniquement une diminution de la production de 150 000 barils par jour, prévient d'ores et déjà BP.

La production de BP est en recul à peu près partout, notamment en mer du Nord, en Amérique et en Afrique. Très loin de suffire à compenser ces déclins multiples, le retour en Irak en 2011 de l'ex-compagnie nationale britannique confirme à nouveau la position clé désormais occupée par Bagdad sur l'échiquier de l'or noir.

Nulle part ailleurs qu'en Azerbaïdjan, ex-république soviétique située entre le Caucase et la mer Caspienne, les difficultés de BP n'apparaissent plus criantes. De façon très sonore, le potentat local, Ilham Aliyev, a en effet fait part en octobre de sa colère :

"C'est absolument inacceptable (...) Les investisseurs qui ne sont pas capables de tenir leurs obligations et de respecter les contrats doivent apprendre la leçon. Des mesures sévères doivent être prises, et seront prises."

La cause de la soufflante poussée par le président de l'Azerbaïdjan (pays pétrolier souvent surnommé 'BP Land', tant la position de la major londonienne y est aujourd'hui archi-dominante) ?

Après avoir atteint une production record en 2010, le vaste ensemble de champs pétroliers offshore dénommé Azeri-Chirag-Guneshli, lancé en 1997 par BP, connaît depuis un sacré trou d'air, avec une chute de près de 12,7 % au cours de la seule année 2011. Une chute qui s'est poursuivie au cours de l'année 2012, relève l'agence spécialisée Platts.

Les extractions de l'Azerbaïdjan ont au total décliné de 11,4 % entre 2010 et 2011.

La production azéri est qualifiée de "mature", entendez que la plupart des champs pétroliers les plus anciens du pays sont aujourd'hui à peu près épuisés, et ne fournissent presque plus de brut. L'Azerbaïdjan (en particulier sa capitale, Bakou) fut avec l'Etat américain de Pennsylvanie l'un des deux berceaux de l'industrie pétrolière, à la fin du XIXe siècle.

Espoir crucial pour maintenir les extractions de ce pays pétrolier très ancien et jusqu'ici très prolifique, le complexe offshore Azeri-Chirag-Guneshli possède une géologie très complexe, justement. BP a besoin de forer de nombreux nouveaux puits pour arrêter l'hémorragie, comme elle s'y est engagée. Pour ce faire, elle semble manquer toutefois de plateformes de forages, ou bien renâcle à investir face à un risque élevé de forer de nouveaux puits 'secs', suggère l'agence Platts.

Déclin du pétrole conventionnel, en particulier dans les pays producteurs les plus anciens extérieurs à l'Opep, capacité incertaine des pétroles non-conventionnels et de la production offshore à compenser ce déclin : autant de symptômes familiers déjà souvent rencontrés dans le dossier du pic pétrolier.

 

Et Total ? Notre major à nous (pour ainsi dire) fait état de perspectives optimistes concernant l'avenir de sa propre production. Ces perspectives reposent pour une part essentielle sur une poursuite très plausible du développement de l'exploitation des sables bitumineux au Canada.

Mais là encore, l'évolution récente de la production semble raconter une autre histoire.

Les extractions de pétrole brut de Total sont en recul continu depuis 2007, d'après les chiffres fournis par le groupe français en 2012 :

2007 : 1,509 Mb/j ; 2008 : 1,456 ; 2009 : 1,381 Mb/j ; 2010 : 1,340 Mb/j ;

2011 : 1,226 Mb/j.

Ceci donne un recul de 8,5 % entre 2011 et 2010 et de 18,8 % entre 2011 et 2007. Le tout dans un contexte de profits records et d'envolée des dépenses dans l'exploration et le développement de la production. Ces dernières ont atteint 30,2 milliards de dollars en 2011, en hausse de 72 % sur un an, et de quasiment 250 % sur quatre ans. Pour l'heure, tout se passe comme si forer de nouveaux puits dans des champs matures ne suffisait en rien à enrayer le déclin de ces mêmes champs, quels que soient les projets nouveaux initiés par ailleurs.

Total est impliqué dans bon nombre de pays pour lesquels l'Agence internationale de l'énergie prévoit désormais une baisse de la production future, que ce soit en Afrique, en mer du Nord ou encore en Amérique.

(Les pronostics du groupe Total concernant l'avenir de l'ensemble de la production mondiale de pétrole ont été révélés et critiqués sur ce blog.)

L'information n'est pas gratuite, je suis journaliste indépendant. Si vous souhaitez soutenir mon travail, cliquez ici :link


 

 

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