Tweet
ExxonMobil, Chevron et Shell ont vu leur production reculer en 2013.
L'augmentation des investissements n'a pas donné les résultats attendus
Comme ExxonMobil la veille, le pétrolier américain Chevron a publié vendredi des résultats annuels en forte baisse : - 20 % par rapport à 2012, à 21,4 milliards de dollars. En cause, la baisse des marges de raffinage, qui a affecté l'ensemble du secteur. Plus inquiétant, ces contre-performances sont aussi dues à une baisse de la production d'hydrocarbures, qui, entamée il y a plusieurs années déjà (voir ci-contre), s'est poursuivie en 2013. Elle a également touché d'autres majors pétrolières comme Royal Dutch Shell ou ConocoPhillips.
Le leader du marché, ExxonMobil, a ainsi vu sa production de pétrole et de gaz reculer de 1,5 % en moyenne sur l'année, essentiellement entraînée par la baisse de la production de gaz (- 3,9 %). Le recul a atteint - 0,5 % chez Chevron,- 1,6 % chez ConocoPhillips et - 2 % chez Royal Dutch Shell.
Les pétroliers ont certes rencontré des difficultés ponctuelles dans certaines zones : Shell a été pénalisé par les vols de pétrole au Nigeria, par exemple, et ConocoPhillips a subi les perturbations en Libye. Mais l'essentiel de la baisse est dû au déclin des champs historiques matures, qui n'est pas suffisamment compensé par l'entrée en production de nouveaux champs. Et ce, malgré l'augmentation spectaculaire des dépenses d'exploration-production, qui représentent des sommes colossales : elles ont atteint 42,5 milliards de dollars l'an dernier chez ExxonMobil, 44 milliards chez Shell, 41,9 milliards chez Chevron… Au point que les investisseurs commencent à mettre la pression sur le secteur et à réclamer une discipline accrue.
L'exemple Kashagan
Car ces méga-investissements n'ont pas, pour l'instant, donné tous les résultats escomptés. Malgré un effort accru porté par les majors sur l'exploration, les grandes découvertes ces dernières années (Mozambique, Brésil…) ont plutôt été réalisées par des sociétés plus petites, plus agiles (Anadarko, Tullow…). Surtout, il est aujourd'hui bien plus difficile de développer ces nouveaux champs d'hydrocarbures. « L'ère du pétrole facile est terminée », commente Denis Florin, associé chez Lavoisier Conseil. Les nouveaux champs peuvent se situer en mer, à de très grandes profondeurs, subir des conditions climatiques parfois extrêmes, produire des hydrocarbures non conventionnels, plus lourds et moins fluides, à haute pression et à haute température. Du coup, la complexité de projets géants, à plusieurs dizaines de milliards d'euros, provoque retards et dérapages de coûts.
Exemple type, le gisement de Kashagan. Ce champ pétrolifère géant situé dans la mer Caspienne, au Kazakhstan, avait enfin commencé à produire en septembre 2013, avec huit ans de retard et un coût de développement estimé à 48 milliards de dollars - pour un budget initial de 10. Il a dû s'arrêter début octobre, car des fissures sur les pipelines, liées à la forte concentration de H2S (hydrogène sulfuré), ont provoqué des fuites de gaz. Le résultat des inspections est attendu ces jours-ci, mais il n'est pas sûr que la production puisse reprendre de sitôt. Elle était censée atteindre 370.000 barils par jour en 2014 : autant de barils qui manqueront cruellement aux compagnies présentes dans le consortium (Total, Exxon, Shell, ENI…
les échos
L'augmentation des investissements n'a pas donné les résultats attendus
Comme ExxonMobil la veille, le pétrolier américain Chevron a publié vendredi des résultats annuels en forte baisse : - 20 % par rapport à 2012, à 21,4 milliards de dollars. En cause, la baisse des marges de raffinage, qui a affecté l'ensemble du secteur. Plus inquiétant, ces contre-performances sont aussi dues à une baisse de la production d'hydrocarbures, qui, entamée il y a plusieurs années déjà (voir ci-contre), s'est poursuivie en 2013. Elle a également touché d'autres majors pétrolières comme Royal Dutch Shell ou ConocoPhillips.
Le leader du marché, ExxonMobil, a ainsi vu sa production de pétrole et de gaz reculer de 1,5 % en moyenne sur l'année, essentiellement entraînée par la baisse de la production de gaz (- 3,9 %). Le recul a atteint - 0,5 % chez Chevron,- 1,6 % chez ConocoPhillips et - 2 % chez Royal Dutch Shell.
Les pétroliers ont certes rencontré des difficultés ponctuelles dans certaines zones : Shell a été pénalisé par les vols de pétrole au Nigeria, par exemple, et ConocoPhillips a subi les perturbations en Libye. Mais l'essentiel de la baisse est dû au déclin des champs historiques matures, qui n'est pas suffisamment compensé par l'entrée en production de nouveaux champs. Et ce, malgré l'augmentation spectaculaire des dépenses d'exploration-production, qui représentent des sommes colossales : elles ont atteint 42,5 milliards de dollars l'an dernier chez ExxonMobil, 44 milliards chez Shell, 41,9 milliards chez Chevron… Au point que les investisseurs commencent à mettre la pression sur le secteur et à réclamer une discipline accrue.
L'exemple Kashagan
Car ces méga-investissements n'ont pas, pour l'instant, donné tous les résultats escomptés. Malgré un effort accru porté par les majors sur l'exploration, les grandes découvertes ces dernières années (Mozambique, Brésil…) ont plutôt été réalisées par des sociétés plus petites, plus agiles (Anadarko, Tullow…). Surtout, il est aujourd'hui bien plus difficile de développer ces nouveaux champs d'hydrocarbures. « L'ère du pétrole facile est terminée », commente Denis Florin, associé chez Lavoisier Conseil. Les nouveaux champs peuvent se situer en mer, à de très grandes profondeurs, subir des conditions climatiques parfois extrêmes, produire des hydrocarbures non conventionnels, plus lourds et moins fluides, à haute pression et à haute température. Du coup, la complexité de projets géants, à plusieurs dizaines de milliards d'euros, provoque retards et dérapages de coûts.
Exemple type, le gisement de Kashagan. Ce champ pétrolifère géant situé dans la mer Caspienne, au Kazakhstan, avait enfin commencé à produire en septembre 2013, avec huit ans de retard et un coût de développement estimé à 48 milliards de dollars - pour un budget initial de 10. Il a dû s'arrêter début octobre, car des fissures sur les pipelines, liées à la forte concentration de H2S (hydrogène sulfuré), ont provoqué des fuites de gaz. Le résultat des inspections est attendu ces jours-ci, mais il n'est pas sûr que la production puisse reprendre de sitôt. Elle était censée atteindre 370.000 barils par jour en 2014 : autant de barils qui manqueront cruellement aux compagnies présentes dans le consortium (Total, Exxon, Shell, ENI…
les échos
Commentaire