Les foreurs de schiste américains méritent-ils d’exister sur les marchés libres?

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Dans les retombées de la crise actuelle, une autre statistique peut être ajoutée au bilan de Covid-19 – US Energy Independence. La révolution des schistes a été responsable de la croissance de la production de pétrole et de gaz aux États-Unis, ce qui a conduit le président, le secrétaire à l’Énergie et les organismes industriels à annoncer l’ère de l’indépendance énergétique et de la domination énergétique américaines.

Mais, avec les marchés du pétrole en ébullition, les producteurs américains de schiste qui représentent plus des deux tiers de la production américaine (et en particulier le bassin Permien qui représente près de quarante pour cent de la production totale des États-Unis) ont «  tapoté le tapis  », exhortant le président Trump sauver l’industrie par divers moyens de subventions, de renflouements et de tarifs. Les producteurs de schiste ont tordu les politiciens américains dans des appels dignes de foi avec des responsables saoudiens en raison de leur conviction que l’Arabie saoudite, en tant qu’alliée stratégique, ne devrait pas suivre les pratiques du marché libre pour nuire au discours américain sur l’indépendance énergétique qu’ils ont tous promu.

Voilà pour les États-Unis, champion du monde du «marché libre»!

Les producteurs américains de schiste ont fermement placé l’Arabie saoudite comme le «bogey-man» de leurs problèmes actuels, les accusant de profiter de la pandémie mondiale pour utiliser des prix d’éviction pour déverser l’excédent de pétrole sur le marché nord-américain. Ce qu’ils oublient si commodément, c’est qu’il a été laissé à l’OPEP / OPEP + d’assumer les réductions de production depuis décembre 2016, ce qui a maintenu les prix du pétrole à un niveau qui a permis aux producteurs de schiste de propulser les États-Unis pour devenir le plus grand producteur de pétrole au monde.

Alors que les États-Unis continuaient de produire davantage, annulant les réductions de production précédentes de l’OPEP / OPEP + et mettant sous pression l’équilibre de l’offre mondiale de pétrole, l’OPEP / OPEP + a continué de baisser davantage. Mais bon, tout était question de «marchés libres», diraient-ils, et le parti a continué d’être alimenté de manière non responsable par de bonnes performances et des flux de trésorerie disponibles – mais par une gorgée de dettes bon marché et facilement disponibles.

Mais le marché américain du schiste explosait avant l’arrivée du Coronavirus. Comme c’est le cas avec la plupart des virus, il ne vous tue pas, il rend simplement les plus faibles plus faibles.

Un bain de sang arrive avec des faillites record au chapitre 11 attendues dans les sociétés américaines E&P en amont. Les marchés boursiers s’étaient depuis longtemps éloignés de l’histoire de schiste de la «croissance à tout prix», laissant les banques, les marchés du crédit et les sociétés de capital-investissement qui en savent plus sur la collecte de fonds que sur l’investissement, comme sources de financement de la croissance de la production non durable (c’est-à-dire déficitaire) . Ils devront désormais choisir les meilleures positions pour soutenir la crise et celles qui iront. Comment est-ce qu’on est arrivés ici? Comme toutes les parties, elles finissent par se terminer, la plupart du temps, les plus incontrôlables lorsque la maison brûle.

US Shale mange le déjeuner de l’OPEP

En décembre 2016, après dix-huit mois difficiles de baisse des prix du pétrole après le krach de juillet 2014, l’OPEP a institué la première de ses baisses de production. Le commentaire à l’époque était que l’Arabie saoudite abandonnait sa tentative de «mettre en faillite» l’industrie américaine du schiste. Le schiste américain s’est donné un tour d’honneur en célébrant sa résilience et sa base de coûts inférieure – le mantra était que le schiste pouvait payer son chemin – et ils l’ont cru. Lorsque l’OPEP s’est plainte que son équilibrage du marché soutenait artificiellement le marché de la croissance du schiste, on leur a dit qu’il s’agissait de marchés libres et le président les a qualifiés de cartel.

Premium: le secteur pétrolier qui souffrira le plus

Le modèle économique – la croissance à tout prix

La vérité était qu’il ne s’agissait pas d’une plus grande efficacité des entreprises et d’un développement autofinancé, mais de l’énorme pompe de liquidité des marchés des actions, de la dette et du crédit qui encourageait les producteurs de schiste à poursuivre un modèle de «croissance à tout prix». Personne ne se souciait du développement autofinancé, des flux de trésorerie disponibles et des bénéfices réels, il s’agissait de la croissance du Permien qui a vu les acquisitions dépasser 100 000 $ l’acre. Les marchés avaient quelque chose à vendre et jetaient de l’argent aux producteurs, soutenant des stratégies agressives de fusion, d’acquisition et de production.

Mais c’était une maison construite sur du sable. Au début de la «stratégie de croissance à tout prix» en 2016, sur 40 sociétés américaines spécialisées dans le schiste analysées par Rystad, moins de la moitié avaient un flux de trésorerie opérationnel positif par rapport aux investissements. En 2019, ce chiffre était tombé à moins de 10%.

Suite à l’effondrement brutal des prix du pétrole à la fin de 2018, les marchés boursiers ont cessé de croire à l’histoire du schiste, réduisant les capitalisations boursières des actions cotées E&P et des fonds propres limités ont été levés après 1st trimestre 2019. Mais, dans un environnement de taux d’intérêt plus bas et plus long, les marchés des capitaux privés, de la dette et du crédit ont continué de financer l’histoire du schiste. Mais même alors, l’histoire du marché du schiste a commencé à perdre ses adeptes jusqu’en 2019.

Après avoir commencé une guerre commerciale avec la Chine fin 2018 qui a vu le sentiment envers la croissance mondiale prendre un coup (tout comme les prix du pétrole), le président Trump a annoncé une augmentation de la taille et de l’ampleur de la guerre commerciale en août 2019. Trump a menacé la Chine de 300 $ B des tarifs supplémentaires qui ont entraîné la plus forte baisse d’un jour des prix du pétrole depuis quatre ans.

En réponse, les prévisions de croissance économique ont été réduites et même si la menace d’une augmentation des tarifs a finalement été repoussée, le mal a été fait. Les rendements obligataires ont chuté à un point tel que la courbe obligataire s’est inversée, signalant une récession imminente, et la Chine a cherché ailleurs ses importations de pétrole.

Avec la rhétorique tarifaire agressive continue de Trump, nous pouvons voir qu’à partir de ce moment, le récit du marché pétrolier est passé d’un espoir de reprise et de croissance modestes à un récession imminente et une baisse de la demande. Alors que la rétrogradation s’est accentuée au fur et à mesure que les marchés ont vu la fin de la fête, les producteurs ont poursuivi leur stratégie de croissance à tout prix et la production a continué d’atteindre des niveaux record d’un mois sur l’autre.

On a demandé à l’industrie du schiste de produire des résultats financiers positifs – pas seulement des promesses de nouveaux super puits, de développement de cubes ou d’intelligence artificielle. Malheureusement, l’industrie n’a pas généré de bénéfices tout en forant sans doute toutes les meilleures superficies au cours de ces cinq dernières années.

Le monde est devenu fou – forer vos «meilleurs» puits avec la plus grande remise

La croissance à tout prix a atteint une absurdité lorsque, en raison de l’augmentation de la production alimentée par l’endettement, stimulée par la dette et les capitaux propres poussant les banques d’investissement et leurs modèles basés sur les frais, les volumes produits dans le Permien ont largement dépassé la capacité de livraison des pipelines, du rail et route. La croissance sans fin de l’industrie du schiste a vu les producteurs à plat vendre la production pendant près d’un an de leurs meilleurs puits avec des remises allant jusqu’à 18 $ / baril au WTI. Le plan d’affaires était «croître, croître, croître» – tout ce qui importait était un nombre de production initial plus élevé – puis augmenter, emprunter ou les deux. L’idée de réaliser un profit était la chose la plus éloignée de l’esprit des producteurs et de leurs facilitateurs – il suffit de croître – les bénéfices viendront.

« C’est la dette, stupide …… »

Mais les bénéfices ne sont pas venus et comme James Carville l’a dit en 1992, «c’est l’économie, stupide» comme une évidence. Pour le marché du schiste (au-delà des courbes de déclin abrupte, des problèmes de plats à emporter, de la dégradation de la qualité des puits et des coûts de production élevés), il y a un problème qui, avant tout, garantit que la fête prendra fin avec l’incendie de la maison – la dette. La dette est toujours la différence entre pouvoir serrer la ceinture et survivre à un ralentissement pour se retrouver dans une spirale de la mort jusqu’à ce que vous atteigniez le chapitre 11.

Sur les 40 sociétés de schiste que nous avons vues avec des flux de trésorerie disponibles très limités au-dessus des investissements, les obligations de dette entre 2020 et 2026 totalisent environ 100 milliards de dollars. C’est systématique non seulement pour ces 40 sociétés, mais aussi pour les producteurs de pétrole indépendants américains et même pour les grandes sociétés.

Tant que les entreprises de schiste pouvaient continuer à emprunter et à perdre de l’argent pour forer de nouveaux puits, produire plus de pétrole était simple. Lorsque les bénéfices n’étaient pas un problème, le modèle commercial lourd de dettes fonctionnait. Mais comme pour les autres boom et bustes, si vous voulez rester en affaires, vous devez faire des bénéfices.

Vous ne pouvez pas rembourser une dette si vous ne pouvez pas couvrir vos frais

Si le prix actuel du pétrole à 20 $ WTI continue ou monte même à 30 $, l’industrie américaine du schiste ne pourra pas couvrir les dépenses d’exploitation quotidiennes, et encore moins rembourser la dette à l’échéance. D’après les chiffres de l’industrie dans le récent sondage de la Fed de Dallas auprès de 95 sociétés E&P (11-19 mars), il n’y a aucun flux de trésorerie disponible pour le nombre écrasant de sociétés E&P américaines avec un prix WTI à 20 $.

Et quand vous ne pouvez pas payer la dette …… Chapitre 11

Rystad Energy prévoit qu’il y aurait jusqu’à 393 sociétés américaines E&P qui seraient forcées de passer au chapitre 11 en 2020 si le WTI restait à 20 $. Pour faire référence à ce à quoi cela ressemblerait, sur toute la période de cinq ans à 1st en avril 2020 (qui comprend la majeure partie du dernier ralentissement), 215 producteurs avaient déposé leur bilan depuis que Haynes et Boone’s Oil Patch Bankruptcy Monitor ont commencé à classer les dépôts E&P, impliquant plus de 129 milliards de dollars de dette globale.

Pour toute entreprise E&P à la recherche de dettes – «l’hiver arrive…».


Lorsque nous regardons les deux graphiques, ce que nous voyons est le secteur de l’énergie à haut rendement à droite, montrant la grave détérioration du sentiment du marché du secteur de l’énergie. Cette détérioration du rendement élevé a conduit à une dégradation générale, même si l’énergie de qualité investment grade est deux fois plus large que l’indice plus large.

Premium: le stockage du pétrole approche de sa limite

Au fur et à mesure que les sociétés énergétiques les plus faibles commenceront à entrer dans le chapitre 11, le marché deviendra de plus en plus négatif envers toute la dette énergétique. Cela entraînera une ruée vers la sortie de la dette énergétique à tout prix, provoquant de nouvelles dislocations sur le marché et faisant exploser les écarts d’offre / offre déjà larges.

Ces problèmes se manifestent par le risque de roulement des entreprises pour toutes les sociétés énergétiques, pas seulement les plus faibles ou celles ayant une échéance 2020. Les sociétés énergétiques seront obligées de devenir des «preneurs de prix», en glissant la dette à tout prix (si elles peuvent l’obtenir) et en encourant des frais considérablement plus élevés lorsqu’elles le font. Mais, comme ils le font toujours, ils verront cela comme un risque qui vaut la peine d’être pris, considérant le plus grand risque comme l’accès à la liquidité plutôt qu’au prix, en jouant que des prix du pétrole plus élevés et des volumes accrus leur permettront de sortir des difficultés.

Le problème est qu’ils ne font jamais face à des difficultés, le coût de la nouvelle dette à prix élevé est le contrôle de tous les aspects des opérations et des flux de trésorerie. Ils deviennent des sociétés «zombies» – «hébergeant» les détenteurs de dettes et augmentant seulement la probabilité de leur insolvabilité au moment qui leur convient.

Mais ne pouvons-nous pas résoudre tout cela avec des tarifs sur l’Arabie saoudite?

L’un des thèmes récurrents de l’industrie du schiste depuis le début de la guerre des prix du pétrole est l’imposition de droits de douane sur les importations de pétrole saoudien, comme une miracle magique qui sauvera étonnamment une industrie qui n’a pas eu la discipline nécessaire pour se démarquer du buffet de la dette. table. Mais comment cela va-t-il fonctionner et est-ce que quelqu’un y a réfléchi au-delà d’une première réaction «émotionnelle»?

Si nous regardons les données de l’EIA des États-Unis provenant de ses «  principales sources et quantités d’importations et d’exportations de pétrole américaines  » pour 2019, il faut se demander comment un tarif «  autonome  » sur les importations saoudiennes aurait un effet sur le pétrole mondial et les prix perçus par les producteurs américains. En 2019, les États-Unis ont importé en moyenne 9,12 millions de barils par jour. Les 5 principaux emplacements à partir desquels les États-Unis ont importé en 2019 étaient:

Pays

Barils / Jour

Pourcentage

Canada

4,42 millions

49%

Mexique

0,65 million

7%

Arabie Saoudite

0,53 million

6%

Russie

0,51 million

6%

Colombie

0,37 million

4%


Les États-Unis reçoivent 56% de ses importations du Canada et du Mexique et seulement 6% d’Arabie saoudite. Si les États-Unis agissaient seuls et imposaient des droits de douane sur le pétrole saoudien, quel effet cela aurait-il sur le prix du pétrole atteint par les producteurs américains lorsque seulement 6% négligeables proviennent du pays touché? Comment cela entraînerait-il une hausse des prix mondiaux du pétrole alors que la demande mondiale s’est effondrée de plus de 30%? En l’état, les exportations de pétrole saoudien vers les États-Unis ont plus que diminué de moitié entre 2014 (1,166 million) et 2019 (0,53 million).

Quels sont les risques pour les États-Unis d’un tarif «autonome» sur les importations saoudiennes? En 2019, les 5 principaux sites vers lesquels les États-Unis ont exporté étaient:

Pays

Barils / Jour

Pourcentage

Mexique

1,19 million

14%

Canada

1,01 million

12%

Japon

0,59 million

7%

Corée du Sud

0,58 million

7%

Brésil

0,49 million

6%


Les États-Unis exportent un total combiné de 26% vers le Canada et le Mexique. En supposant que le Canada et le Mexique restent avec les États-Unis, cela laisse encore 74% des exportations disponibles pour l’exportation saoudienne. Les 6 principaux emplacements des exportations saoudiennes en 2019 étaient:

Japon

12,2%

Chine

11,7%

Corée du Sud

9,0%

Inde

8,9%

États Unis

8,3%

Émirats arabes unis

6,7%


Compte tenu de la rancœur de la politique commerciale «America First», il est extrêmement improbable que les États-Unis puissent former une coalition avec d’autres pays pour tarifer le pétrole saoudien. La Chine et l’Inde ont été d’importants importateurs de pétrole iranien en violation des embargos américains. Avec les montants minuscules, de nombreuses autres destinations pour les exportations saoudiennes et les risques de dommages à long terme à la relation avec un allié important pour une solution à court terme, les tarifs n’auront aucun effet.

Qu’en est-il d’essayer d’attendre la correction «à court terme» jusqu’à ce que vous puissiez vous développer à nouveau?

Le modèle par défaut est de toujours penser que vous pouvez supprimer toute correction en les considérant comme «à court terme», puis en reprenant les activités normales. Malheureusement, avec une destruction de la demande mondiale supérieure à 30% et un virus qui indique que l’économie mondiale prend plus de temps que prévu pour se rétablir, personne ne sait combien de temps les producteurs devront tenir.

Avec le WTI coincé autour de 20 $, presque chaque producteur est loin d’être en mesure de couvrir les coûts et encore moins de se développer à nouveau. Dans le dernier sondage réalisé par la Fed de Dallas auprès de 92 sociétés E&P en amont, les prix du WTI doivent être supérieurs à 50 $ pour presque tous les jeux avant que les puits puissent être forés de manière rentable.

L’idée selon laquelle les sociétés E&P en amont pourront tenir jusqu’à ce que les puits de développement puissent être forés de manière rentable est au mieux ténue. Avec l’endettement croissant, les intérêts et les échéances ne pourront plus durer au-delà des six prochains mois.

Si le prix du WTI continue à 20 $, les prévisions de Rystad montrent que la production de Lower 48 pourrait tomber à environ 6 millions de barils d’ici la fin de l’année prochaine.

Les meilleurs puits de schiste ont-ils déjà été forés?

Il ne fait aucun doute que des puits de schiste avec la bonne géologie peuvent produire beaucoup de pétrole et de gaz. Les problèmes rencontrés avec les puits de schiste sont qu’ils diminuent rapidement, sont à un prix plus élevé et nous avons vu que ces derniers temps, ils ont tendance à plus de gaz plus rapidement qu’auparavant (ce qui ne fait que diminuer davantage la situation économique – en particulier lorsque vous devez recourir au torchage) ou payer pour faire enlever le gaz).

Alors que la pression s’est accrue sur les producteurs de schiste pour qu’ils fonctionnent à profit, l’ère des «super puits», du développement des cubes et de l’IA a été inaugurée. Mais les performances des puits ont diminué et les attentes de production initiales ont été pires que celles des puits précédents. , qui met en évidence la viabilité de l’ensemble du modèle commercial du schiste et nous amène à nous demander «le meilleur rocher a-t-il déjà été foré»?

Les puits «enfants» sont les puits secondaires utilisés pour remplir un projet qui est foré à proximité d’un puits «parent» existant. En général, on s’attendait à ce que la performance et le rétablissement de l’enfant imitent bien le parent qui fournit la base du financement du développement! Les données actuelles sur le rendement des puits suggèrent que les puits pour enfants, lorsqu’ils sont forés à proximité d’un parent, non seulement ne fonctionnent pas comme prévu, mais ils cannibalisent la production existante de ce puits parent. Mais, plus espacés, risque de laisser du pétrole dans le sol.

Les performances ultérieures des puits dans le Permien ont vu des cas où les puits pour enfants produisent entre 20% et 30% de moins que les puits parents. Lorsqu’elle est extrapolée à travers un projet, l’analyse de rentabilisation complète du financement fourni sur le modèle de forage intercalaire cesse d’être viable. C’est un problème non seulement pour ce projet particulier, mais pour l’industrie du schiste dans son ensemble.

Le schiste a-t-il un avenir?

Jusqu’à présent, la prémisse de base du modèle commercial de schiste a été orientée vers la croissance et de forer, forer, forer et les revenus viendront. Une entreprise forerait un puits à volume élevé, ferait un battage médiatique à ce puits et aux nombreux puits non développés désormais prouvés sur le reste de sa superficie, et promettrait un avenir brillant, tout en empruntant d’énormes sommes d’argent pour forer et fracturer les puits. Maintenant, les entreprises de schiste doivent le faire avec des puits de pétrole qui peuvent ne pas produire autant.

Fondamentalement, le modèle économique des entreprises de schiste E&P en amont est rompu et obsolète. Les actifs de financement, qui, dans un climat de transition énergétique, ne peuvent pas être classés comme «croissance», les producteurs et les investisseurs doivent aller au-delà des anciens modèles d’équité et de dette.

L’industrie E&P en amont a besoin que le modèle de financement soit moins basé sur la dette et les capitaux propres au niveau de l’entreprise et davantage basé sur un financement puits par puits au niveau du projet. Le modèle actuel de la dette ne tient pas compte des caractéristiques uniques du déclin des puits de schiste – le fait que les producteurs remboursent le capital et les intérêts pendant la courte période de temps pendant laquelle un puits de schiste produit du pétrole et du gaz économiquement récupérables. Dans des environnements de prix normaux, et encore moins avec des événements de «cygne noir» comme le Coronavirus, il est assez difficile de rendre cela économique avec la menace d’une industrie E&P qui risque d’être anéantie.

Les attentes en matière d’investissement, d’exploitation et de gestion changeront, mais le résultat sera une industrie qui pourra produire à un niveau plus durable sans que l’entreprise soit grevée par des dettes et des intérêts ou des émissions d’actions hautement dilutives. Un «  partenariat  » entre l’investisseur et le producteur, où les investissements sont entièrement financés et les rendements sont via une part de la production résultante sur une période de temps quel que soit le prix du pétrole deviendra le modèle d’exploitation standard pour une industrie E&P en amont durable, résultant dans la stabilité à long terme et la sécurité d’emploi.

En 2012, Rolling Stone Magazine a qualifié l’industrie de la fracturation hydraulique d’une arnaque tout en présentant le regretté Aubrey McClendon – je dirais que le modèle de financement actuel est l’arnaque – l’industrie survivrait plus qu’elle ne prospérerait avec un modèle de financement différent.

Par Mitchell McGeorge pour Oilprice.com

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