Les investissements en exploration-production et raffinage en 2013.pdf

Les investissements en

exploration-production et

raffinage

2013

G. HUREAU, S. SERBUTOVIEZ, C. SILVA

avec la participation de G. MAISONNIER

Direction conomie et Veille

Octobre 2013

Les investissements en exploration-production et raffinage en 2013 IFP nergies nouvelles - Octobre 2013

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Les auteurs Cette tude a t prpare par la Direction conomie et Veille de l'IFP nergies nouvelles et notamment par : - Geoffroy Hureau : [email protected] : investissements en exploration-production

- Sylvain Serbutoviez : [email protected] : activits et marchs en amont

- Constancio Silva : [email protected] : investissements en raffinage. - Guy Maisonnier : [email protected] : volution des prix du ptrole et du gaz.


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S O M M A I R E

1 VOLUTIONS DES PRIX DU PTROLE ET DU GAZ.................................................................. 6

2 EXPLORATION PRODUCTION : UNE NOUVELLE ANNE DE CROISSANCE ........................ 9

2.1 LA HAUSSE DES INVESTISSEMENTS SE POURSUIT EN 2013.......................................................... 9 2.2 EXPLORATION - LES DCOUVERTES DE 2013 ........................................................................... 12 2.3 1978 2012 : INVESTISSEMENTS PRODUCTION PRIX ......................................................... 15

3 PRINCIPAUX MARCHS DU SECTEUR PARAPTROLIER AMONT...................................... 17

3.1 INTRODUCTION ....................................................................................................................... 17 3.2 FORAGE................................................................................................................................. 17

3.2.1 Activits de forage ........................................................................................................... 18 3.2.1.1 Nombre de puits fors dans le monde.................................................................... 18 3.2.1.2 Nombre de puits terre .......................................................................................... 18 3.2.1.3 Nombre de puits en mer.......................................................................................... 19

3.2.2 Marchs du forage, des quipements et des services autour du puits ........................... 22 3.2.2.1 March du forage onshore...................................................................................... 23 3.2.2.2 March du forage offshore...................................................................................... 24 3.2.2.3 March de la fracturation ........................................................................................ 25

3.3 GOPHYSIQUE ....................................................................................................................... 25 3.3.1 Activit de gophysique................................................................................................... 26 3.3.2 March gophysique ....................................................................................................... 27

3.4 CONSTRUCTION OFFSHORE..................................................................................................... 29 3.4.1 Activits de construction offshore.................................................................................... 29

3.4.1.1 Plateformes fixes (Jackups).................................................................................... 29 3.4.1.2 Plateformes flottantes (Floating Platform Systems ou FPS)................................... 30 3.4.1.3 Constructions sous-marines (Subsea).................................................................... 31

3.4.2 March de la construction offshore ................................................................................. 32 POUR CONCLURE................................................................................................................................. 34

4 RAFFINAGE: LA RECHERCHE DE NOUVEAUX QUILIBRES............................................ 35

4.1 SURCAPACITS DE RAFFINAGE EN DIMINUTION ET DISPARITS RGIONALES ............................... 35 4.2 REPRISE DES DPENSES DE CAPITAL DANS LES PAYS MERGENTS ............................................ 37 4.3 L'ASIE DEMEURE L'ELDORADO DES INVESTISSEMENT DANS L'AVAL PTROLIER ........................... 38

4.3.1 Permanence des surcapacits moyen terme ............................................................... 42 4.3.2 Htrognit des stratgies d'investissement ............................................................... 44


4

FIGURES ET TABLEAUX :

FIGURE 1 : VOLUTION DES INVESTISSEMENTS MONDIAUX EN E&P.................................................................................. 9 FIGURE 2 : VOLUTION DES INVESTISSEMENTS E&P, DES PRIX ET DES COTS ................................................................ 11 FIGURE 3: LES DCOUVERTES DE 2013 (AU 27 SEPTEMBRE)......................................................................................... 12 FIGURE 4: INVESTISSEMENTS, PRODUCTION, PRIX DU BRUT ET VALEUR DE LA PRODUCTION (BASE 100 EN 1978)................ 15 FIGURE 5: TAUX DE CROISSANCE MOYEN SUR 10 ANS DE LA PRODUCTION DE PTROLE ET GAZ ......................................... 15 FIGURE 6: INVESTISSEMENTS, ACTIVIT ET COTS - 2004-2012.................................................................................... 16 FIGURE 7: RPARTITION PAR RGION DES PUITS FORS TERRE ET EN MER EN 2012...................................................... 18 FIGURE 8: RPARTITION DES PUITS FORS TERRE EN 2012 PAR RGION (A) ET CROISSANCE MI-2013 SUR UN AN (B). ... 19 FIGURE 9: TAUX DE LOCATION DES RIGS TERRE EN AMRIQUE DU NORD ET L'INTERNATIONAL. .................................... 19 FIGURE 10: RPARTITION DES PUITS FORS EN MER EN 2012 PAR RGION (A) ET CROISSANCE MI-2013 SUR UN AN (B).... 20 FIGURE 11: TAUX ANNUEL MOYEN D'UTILISATION DES RIGS EN MER POUR LE MONDE, LE GOLFE DU MEXIQUE ET LA MER DU

NORD ............................................................................................................................................................ 21 FIGURE 12: TAUX DE LOCATION MOYEN ANNUEL DES SEMISUBS ET JACKUPS POUR LE GOLFE DU MEXIQUE, LA MER DU NORD

ET EN ASIE DU SUD-EST. ................................................................................................................................. 21 FIGURE 13: RPARTITION 2012 DES DIVERS SEGMENTS DE MARCH DU FORAGE ............................................................ 22 FIGURE 14: VOLUTION DEPUIS 2008 DES SEGMENTS DE MARCH DU FORAGE ET ESTIMATION DU MARCH GLOBAL EN 2013

ET 2014......................................................................................................................................................... 23 FIGURE 15: VOLUTION DU MARCH DU FORAGE TERRE ET PARTS DE MARCH 2012 DES PRINCIPAUX ACTEURS.............. 24 FIGURE 16: VOLUTION DU MARCH DU FORAGE EN MER ET PARTS DE MARCH 2012 DES PRINCIPAUX ACTEURS. .............. 24 FIGURE 17: VOLUTION DU MARCH DE LA FRACTURATION ET PARTS DE MARCH 2012 DES PRINCIPAUX ACTEURS............. 25 FIGURE 18: VOLUTION DEPUIS 1970 DU NOMBRE DE CANAUX DES LABORATOIRES D'ENREGISTREMENT SISMIQUE, COURBE EN

BLEU CANAUX POSSIBLES, COURBE EN ROUGE CANAUX UTILISS. ......................................................................... 26 FIGURE 19: A MI-2013, RPARTITION DES CAMPAGNES DE SISMIQUE MARINE SUR LES 12 DERNIERS MOIS, PAR RGION (A) ET

PAR TYPE D'ACQUISITION (B)............................................................................................................................. 26 FIGURE 20: A MI-2013, TAUX DE LOCATION EN MILLIERS $ PAR JOUR ET TAUX D'UTILISATION EN POURCENTAGE DE LA

SISMIQUE MARINE............................................................................................................................................ 27 FIGURE 21: MARCH DE LA GOPHYSIQUE (QUIPEMENTS ET ACQUISITION-TRAITEMENT) ET PARTS DE MARCH 2012 DES

PRINCIPAUX ACTEURS...................................................................................................................................... 28 FIGURE 22: RPARTITION GOGRAPHIQUE EN 2012 DU NOMBRE D'INSTALLATIONS DE PLATEFORMES FIXES ....................... 29 FIGURE 23: NOMBRE DE PLATEFORMES FLOTTANTES EN CONSTRUCTION MI-2013 ET NOMBRE DE PROJETS JUSQU'EN 2018.

..................................................................................................................................................................... 30 FIGURE 24: FLOTTE MONDIALE DE FPS MI-2013 ET TYPES DE FPS CONSTRUITS DEPUIS 2005. .................................... 30 FIGURE 25: NOMBRE DE CONSTRUCTIONS SOUS-MARINES RALISES DANS LE MONDE DE 2004 2012. .......................... 31 FIGURE 26: DEMANDE DE CONSTRUCTION SUBSEA POUR LA PRIODE 2013 2017 ........................................................ 32 FIGURE 27: PARTS 2012 DES TROIS SEGMENTS DE MARCH DE LA CONSTRUCTION OFFSHORE......................................... 32 FIGURE 28: MARCH DE LA CONSTRUCTION OFFSHORE (A) ET PARTS DE MARCHS 2012 PAR COMPAGNIE (B). .................. 33 FIGURE 29: DIFFRENCE ENTRE CAPACITS DE RAFFINAGE ET DEMANDE DE PRODUITS.................................................... 36 FIGURE 30: TAUX D'UTILISATION DES RAFFINERIES....................................................................................................... 37 FIGURE 31: HISTORIQUE DES DPENSES MONDIALES DE L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE (MILLIARDS DE $) .............................. 38 FIGURE 32: PROJETS DE RAFFINAGE - CAPACITS DE DISTILLATION PAR RGIONS GOGRAPHIQUES .................................. 39 FIGURE 33: PROJETS DE RAFFINAGE CAPACITS DE CONVERSION PAR RGIONS GOGRAPHIQUES ................................. 39 FIGURE 34: PROJETS DE RAFFINAGE NOUVELLES CAPACITS DE DISTILLATION ATMOSPHRIQUE PAR TYPE D'VOLUTION .. 39 FIGURE 35: PROJETS DE RAFFINAGE CAPACITS DE CONVERSION PAR TYPE D'UNIT..................................................... 40 FIGURE 36: PROJETS DE RAFFINAGE RPARTITION PAR TYPE DE PROJET: DISTILLATION/CONVERSION ............................. 41 FIGURE 37: 2013, VOLUTION MOYEN TERME DES CAPACITS DE RAFFINAGE ET DE LA DEMANDE................................... 44 TABLEAU 1 : TABLEAU RSUM DE L'VOLUTION DES INVESTISSEMENTS ET DES MARCHS ANALYSS ................................ 34 TABLEAU 2: DPENSES MONDIALES DE L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE (MILLIARDS DE G$).................................................... 37


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TABLE RECAPITULATIVE DES INVESTISSEMENTS ET DES MARCHES:

G$ 2012 2013 Investissements globaux en E&P

Amrique du Nord Amrique Latine Europe CEI Afrique Moyen-Orient Asie-Pacifique

623 184 69 56 53 66 40

156

694 188 78 66 59 71 48

183

Marchs amont analyss March Gophysique March du forage (*)

dont: Forage terre Forage en mer

March Construction offshore

298 17

225

29 45 56

326 19

245

30 51 62

Investissements en Raffinage Dpenses d'investissement Dpenses de maintenance Dpenses en catalyseurs et produits chimiques

69 25 28 16

70 26 28 17

(*) Incluant les quipements et les services aux puits Sources: Amont ptrolier, IFPEN d'aprs

o investissements globaux : Barclay's, DTI, NPD, DEA, Divers compagnies et tats, prvisions IFPEN o march de la gophysique : IHS Energy, First Break, Spear&Associates, IFPEN o march du forage : Baker Hughes, IHS energy, Offshore Rig Locator, Spears&Associates, IFPEN

o march de la construction offshore : IHS energy, Spears&Associates, IFPEN Aval ptrolier : IFPEN d'aprs HPI Market data, prvisions IFPEN


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1 volutions des prix du ptrole et du gaz Contexte gnral : un environnement instable

Le contexte international reste marqu par de nombreux bouleversements qui impactent et impacteront le secteur ptrolier et gazier. Certains sont plus ou moins grables et prvisibles, dautres au contraire plus incertains, dans un mixte entre transition et mutation. Parmi ceux-ci il convient de citer :

la gopolitique bien sr, avec linstabilit chronique depuis au moins trois ans en Afrique du nord et au Moyen Orient,

le monde financier sous influence des politiques des banques centrales, le systme montaire international en proie ce que lon nomme la guerre des

monnaies depuis 2010, le futur conomique incertain des pays occidentaux qui doivent inventer de nouveaux

ples de croissance, le changement climatique d aux missions de gaz effet de serre confirm par le

dernier rapport du GIEC, et enfin, le secteur nergtique, qui doit de ce fait repenser ses modes de

consommation et de production, sujet trait en France cette anne lors du dbat sur la transition nergtique. Il conviendrait de rajouter cette liste dj longue, la rvolution nergtique en cours lie aux ressources de roche mre.

Croissance conomique : la bonne nouvelle des pays occidentaux

Pour le plus court terme, les dernires prvisions du FMI nous permettent de mettre en vidence trois grandes tendances pour 2014 :

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Mon

de

OC

DE

Non

OC

DE

tat

s-U

nis

Japo

n

Zone

eur

o

Chi

ne

Inde

% Croissance conomique2012 / 2013 / 2014

Source FMI 10/2013

en premier lieu, la croissance conomique mondiale qui devrait tre plus forte quen 2013 puisque elle se situerait autour de 3,6 % soit 0,7 points en plus.

le deuxime thme concerne la croissance en partie retrouve pour les pays occidentaux qui devrait tre sensiblement plus soutenue en 2014 hauteur de 2 %, soit 0,8 points de mieux. Cette tendance reflte le dynamisme amricain (2,6 %) mais aussi le retour bienvenu de la croissance en zone Euro (1 %) aprs deux annes ngatives.

enfin, une croissance encore forte mais juge fragile pour les pays mergents 5,1 %, trs en de de ce que lon a connu entre 2004 et 2007 8 % en moyenne.

Cette vision est bien entendu susceptible de corrections du fait en particulier du poids de la dette des pays occidentaux. Elle slve dsormais en moyenne 107 % du PIB, en


7

progression de 35 points depuis 2007. Le niveau des taux longs sera donc un indicateur suivre avec attention. Ils restent pour le moment largement en dessous de ce que lon a connu avant la crise de 2008, mais une hausse se dessine en particulier aux Etats-Unis. Lenjeu en 2014 sera la sortie ventuelle de la politique de soutien mene par les banques centrales et limpact que cela aura sur ces taux longs et donc sur la croissance. Contexte ptrolier : des signaux divergents

Deux phnomnes ont t plus particulirement marquants en 2013 pour le secteur ptrolier : les perturbations de la production en Afrique et au Moyen Orient dune part et la croissance exceptionnelle de la production amricaine dautre part. Concernant le premier point, les perturbations sont dues deux facteurs : lembargo sur lIran tout dabord qui a abouti une rduction de loffre de 1 Mb/j environ depuis juillet 2012. Cela reprsente daprs le FMI 60 G$ en moins pour le budget iranien en 2013, soit une division par deux par rapport 2011. Ceci peut expliquer en partie la position a priori plus ouverte de ce pays dans les ngociations sur le nuclaire. Les autres perturbations sont lies pour lessentiel linstabilit dans plusieurs pays, Irak, Nigeria et Libye plus particulirement. Dans ce dernier pays la production a pratiquement t interrompue en septembre en raison des mouvements sociaux. Ct amricain, la rvolution des huiles de schiste est en cours aprs celle du gaz. Les oprations de forage se sont orientes massivement vers cette ressource depuis 2010. Le rsultat est impressionnant avec une production qui a progress de 3 Mb/j depuis 2007, volume quivalent ce qui est produit par lIrak ou lIran. En 2014, on prvoit 1 Mb/j supplmentaires, ce qui placera les Etats-Unis au niveau de la Russie avec un volume de 10,7 Mb/j. Si lon tient compte de la production dthanol, le total sera du mme ordre que ce qui est produit par lArabie Saoudite. Cette hausse est susceptible de se poursuivre terme si lon se rfre aux scnarios les plus optimistes qui paraissent assez crdibles. Si tel est le cas, le prix du ptrole pourrait tre sous pression baissire. Tout dpendra en fait de la situation de la production de lIran et des pays actuellement instables limage de lIrak ou de la Libye. Prix du ptrole : vers une dcrue plus marque en 2014 ?

Lanne 2013 a permis de mesurer limpact des incertitudes gopolitiques, conomiques, financires, montaires et bien sr ptrolires sur le prix du ptrole. Influenc par lensemble de ces facteurs, il reprsente un baromtre assez fin de la transition-mutation en cours au niveau mondial.

Ainsi, les tensions avec lIran en dbut danne et les instabilits en Afrique du Nord au cours de lt se sont traduites par des pics prs de 120 $/b. Inversement dans la priode plus calme du second trimestre, le contexte conomique et ptrolier a repris le dessus faisant passer le Brent 100 $/b environ. Deux raisons cela : la fin envisage de la politique de soutien de la FED et la vision dun march moins tendu li en particulier la monte en puissance des ptroles de schiste amricain. Cela na pas dur au-del dun trimestre en raison des vnements en Egypte, en Syrie et en Libye au cours de lt, mais cela donne une ide de ce que pourrait tre le prix sans tension gopolitique. Cette anne le Brent devrait se situer environ 108/110 $/b, soit lgrement en dessous de la moyenne 2012 de 111 $. Il est toutefois intressant de noter le recul tendanciel de la moyenne mobile annuelle depuis le pic atteint en avril 2012 114 $. Pour 2014, un recul plus sensible du prix vers les 100 $/b nest pas impensable. Mais cela dpendra videmment du contexte gopolitique qui pse rgulirement sur le march ptrolier. La confirmation du potentiel amricain sera aussi dcisive.


8

114,5 109,0

70

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110

120

130

janv

.-11

juil.

-11

janv

.-12

juil.

-12

janv

.-13

juil.

-13

$/b

IFPENSource Reuters

Brent - 2011 2013(Spot et

moyenne annuelle)

Prix du gaz : les divergences rgionales perdurent

La situation du march gazier est dsormais bien connue caractrise par des divergences rgionales significatives depuis 2009.

Ainsi en Asie, les prix restent trs levs, voluant autour de 16 $/MBtu en 2013, du fait des formules dindexation sur le ptrole. Une baisse est envisageable en 2014 si la dtente sur le prix du ptrole est avre. Lun des enjeux pour cette zone sera davoir accs terme des contrats fonds sur le prix spot amricain via des importations de gaz liqufi. Une telle tendance serait de nature faire pression sur lensemble des fournisseurs gaziers vers lAsie pour revoir les prix la baisse.

En Europe, les prix indexs se situent plus de 12 $/MBtu contre prs de 11 $/MBtu pour les prix spots anglais. Ces derniers restent tendus ce qui nest pas trs favorable au moment o le march spot reprsente une part croissante des contrats dapprovisionnements. Ils sont par ailleurs 2 fois trop levs pour tre comptitifs par rapport au charbon. Cela explique les tensions pour les producteurs dlectricit galement sous pression en raison de la monte en puissance des nergies renouvelables.

Enfin le march des Etats-Unis reste de son ct des niveaux historiquement bas, autour de 3,5 4 $/MBtu. Cest trois fois moins lev que ce qui est observ en Europe. Cela constitue un avantage comptitif indniable qui explique en partie le niveau de croissance de lconomie amricaine.


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2 Exploration Production : une nouvelle anne de croissance

2.1 La hausse des investissements se poursuit en 2013 Les investissements en exploration-production (E&P) devraient enregistrer une quatrime anne conscutive de croissance deux chiffre depuis la reprise amorce en 2010. Ils devraient crotre d'environ 11% en 2013 et dpasser 690 milliards de $ (G$), ce qui reprsente une hausse de 65% depuis 2009. Les investissements supplmentaires par rapport l'anne prcdente se montent 70 G$. Le Moyen-Orient devrait connatre la croissance la plus dynamique avec des investissements prvus en hausse de 21%. Viennent ensuite l'Europe avec une croissance attendue de prs de 20% et la rgion Asie-Pacifique avec une hausse de 17%. En Amrique Latine, les investissements sont attendus en hausse d'environ 14% tandis que dans la zone CEI et en Afrique la croissance devrait tre plus modre, respectivement aux alentours de 11% et de 8%. Aprs 3 ans de croissance forte, l'Amrique du Nord devrait connatre une pause avec une hausse limite 2%. Pour 2014, nous anticipons une poursuite de la hausse avec un taux de croissance de l'ordre de 8%. Les facteurs de croissance qui ont prvalu depuis 2011 restent d'actualit : les acteurs anticipent un prix du ptrole durablement lev et le dveloppement des ressources non conventionnelles (offshore profond, huiles lourdes, hydrocarbures de schiste et de rservoir compact) et du GNL offre de nombreuses possibilits d'investissement aux compagnies ptrolires et gazires. De nouveaux thmes d'exploration sont aussi apparus ces dernires annes (ant-salifre, Afrique de l'Ouest, Mditerrane, Arctique...) qui sont en partie responsables du quadruplement des dpenses d'exploration sur les 10 dernires annes. De plus l'augmentation soutenue de l'activit d'exploration et production entrane une hausse des cots qui acclre la hausse des investissements. Figure 1 : volution des investissements mondiaux en E&P

050

100150200250300350400450500550600650700750

2010 2011 2012 2013 (e) 2014 (p)

G U

S$

Etats Unis et Canada Amrique Latine EuropeCEI Afrique M.O.Asie - Pacifique Estimation 2014

623 694 750561465

+11 %

+8 %


10

Toutes les rgions du monde connaissent en 2013 une augmentation des investissements en E&P avec des croissances particulirement fortes au Moyen-Orient, en Asie et en Europe. En revanche en Amrique du Nord (tats-Unis et Canada) la hausse devrait rester modeste (environ 2%) aprs 3 annes durant lesquelles les investissements ont quasiment doubl, passant de 93 G$ en 2009 184 G$ en 2012. Au Moyen-Orient, les compagnies nationales annoncent toutes des budgets en hausse par rapport l'an pass, notamment en Arabie Saoudite o des investissements importants sont ncessaires pour maintenir une capacit de production de 12 Mb/j et dvelopper la production de gaz dont la part dans la production lectrique et dans l'industrie est appele augmenter afin de limiter l'utilisation du ptrole. La poursuite du dveloppement des champs irakiens est l'autre lment explicatif du dynamisme rgional. En Europe, les investissements en E&P croissent fortement pour la troisime anne conscutive grce la Mer du Nord. Au Royaume-Uni, la hausse atteint encore 15% cette anne aprs un bond de 33% en 2012. Ces performances s'expliquent par le dveloppement d'un petit nombre de grands projets dcids au dbut de la dcennie mais aussi par l'introduction d'incitations fiscales l'investissement dans les champs marginaux et en fin de vie. En Norvge la croissance des investissements devrait s'tablir 23% selon l'office des statistiques norvgiennes. Alors que les dpenses d'exploration marquent le pas, une forte hausse des dpenses de dveloppement est attendue, aussi bien pour les champs dj en production que pour les nouveaux projets. En Asie-Pacifique, l'investissement des compagnies nationales devrait progresser fortement en Inde, en Chine et en Asie du Sud-est tandis qu'en Australie, o les cots de dveloppement ont fortement augment (+20% entre 2011 et 2012 selon le consultant WoodMackenzie), les projets de GNL continuent stimuler l'activit. En Amrique Latine, le Brsil reste le moteur le plus important de l'investissement rgional. Petrobras, prvoit d'investir 147,5 G$ dans l'E&P sur la priode 2013-2017 dont 73% pour le dveloppement de la production, 16% pour l'exploration, les 11% restants tant destins aux infrastructures. Au Venezuela les investissements de PDVSA devraient rebondir aprs un recul de 33% en 2012. En Russie, Gazprom annonce une baisse de 12% de ses investissements qui contraste avec les autres acteurs locaux dont les budgets sont pour la plupart en forte hausse, comme Lukoil, dont les dpenses en capital devraient augmenter de 45%. On notera que les prvisions de Gazprom sont gnralement sous-estimes, il est donc possible que la croissance des investissements en zone CEI soit suprieure aux 11% actuellement prvus. En Afrique, aprs une hausse de 13% en 2012, marquant la reprise des investissements aprs une anne d'instabilit pour cause de "Printemps Arabe", la croissance devrait s'tablir aux alentours de 8 9%. Le continent continue ptir des incertitudes lgislatives au Nigria et des problmes de scurit dans plusieurs pays (Algrie et Nigria en particulier). La hausse des investissements est gnrale quel que soit le type de compagnie considr nationale (NOC) ou internationale (IOC), major ou indpendante mais elle est plus marque chez les NOC : - Les 5 majors, enregistrent une croissance de 9% de leurs investissements E&P en 2012.

Chevron se dmarque des autres socits de ce groupe avec une hausse de 23%. Shell, BP et Total annoncent des taux de croissance plus modestes, compris entre 6 et 8%. La progression la plus faible est celle d'ExxonMobil (+2,6%).

- Les budgets des indpendants augmentent en moyenne de 12%, mais avec des situations contrastes entre les indpendants Nord Amricains, dont les investissements


11

reculent de 2% (avec un repli de 8% l'international) et les autres dont les dpenses progressent en moyenne de 19%.

- Les investissements des compagnies nationales augmentent en moyenne de 14% avec des contrastes selon les rgions et les socits. En Asie, le chinois CNOOC (+43%) l'indien ONGC (+37%) et le malaysien Petronas (+30%) se distinguent particulirement. Au Moyen-Orient, Saudi Aramco annonce un budget en hausse de 36% et ADNOC (Abu-Dhabi) de 38%. En Amrique Latine, YPF prvoit une augmentation de 60% de ses investissements en 2012.

Figure 2 : volution des investissements E&P, des prix et des cots

-

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100

150

200

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T1 20

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Inde

x ba

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00 e

n 2

004

Invest. E&P UCCI Brent Henry hub

Depuis 2011, le maintien du prix du brut un niveau lev favorise l'investissement en E&P, d'autant que de nombreuses possibilits d'exploration et dveloppement s'offrent actuellement aux compagnies ptrolires. La remonte des cots peut nanmoins entamer la rentabilit des projets en cours et reporter, voire remettre en cause certains projets futurs. C'est le cas en particulier en Australie o le projet Browse LNG de construction d'un terminal onshore a t suspendu. Les partenaires s'orientent dsormais vers une installation flottante qui permettrait de rduire les cots. L'indice UCCI (Upstream Capital Cost Index, voir Figure 2) de l'IHS-CERA, qui mesure les cots unitaires de construction en E&P, a repris une tendance haussire depuis 2010 et a dsormais retrouv ses niveaux records de 2008 malgr une forte baisse du prix de l'acier depuis 2012. Le gonflement des carnets de commandes des quipementiers et des entreprises de construction sous-marine ainsi que l'augmentation des cots de la main-d'uvre sont les principaux responsables de la hausse globale de l'indice des cots en 2012 et dbut 2013.


12

2.2 Exploration - Les dcouvertes de 2013 Le nombre de dcouvertes annonces en 2013, telles que rpertories fin septembre, s'tablissait 177 contre 172 la mme poque en 2012. Ces indications tmoignent d'une activit d'exploration qui est reste soutenue cette anne. La connaissance des volumes dcouverts est encore trs parcellaire mais certaines annonces apparaissent d'ores et dj importantes. - Dans le bassin de Rovuma, les 3 dcouvertes ralises par ENI au Mozambique ont

permis d'augmenter l'estimation des volumes en place de la zone 4 d'environ 300 Gm3 et d'identifier une nouvelle cible plus profonde. En Tanzanie, les volumes en place de la zone 2 sont maintenant estims entre 420 et 450 Gm3.

- En Irak, le gouvernement a annonc une dcouverte de l'ordre d'1 Gb de ptrole. - Au Kazakhstan, la dcouverte de Zhambyl contiendrait 880 Mb de ptrole techniquement

rcuprable. - En Afrique de l'Ouest, plusieurs dcouvertes ont t ralises dans l'ant-salifre au

Gabon et au Congo-Brazzaville. Dans ce dernier pays, ENI a annonc une dcouverte de 600 Mb avec un potentiel additionnel considrable selon la compagnie.

- En Mer de Barents OMV, Statoil et Tullow, associs sur la licence d'exploration, ont annonc la dcouverte d'une nouvelle zone ptrolire. Le premier forage sur cette zone a mis jour des volumes compris entre 200 et 500 Mbep (essentiellement de l'huile).

- Au Canada, au large des ctes de Terre-Neuve-et-Labrador, Statoil a confirm, grce 2 forages cette anne faisant suite une premire dcouverte en 2010, l'existence d'une nouvelle province ptrolire. Les volumes dj mis jour, sur les dcouvertes de Mizzen (2010) et de Bay du Nord (2013) se situent entre 400 et 800 Mb de ptrole rcuprable. La dcouverte d'Harpoon (2013) est toujours en phase d'valuation.

- Au Brsil, le Bassin de Santos est rest prolifique avec 8 dcouvertes annonces au 30 septembre.

Figure 3: les dcouvertes de 2013 (au 27 septembre)

Huile

Gaz

Huile

Gaz

15

66

1

Kazakhstan

Chine

Inde

Malaisie

Australie

Nouvelle-Zlande

Angola

Brsil

Chili

Argentine

Colombie

Canada

Norvge

R.U.

La taille des cercles est proportionnelle au nombre d'annonces rpertories

Nigria

88

44

77

1111Cte d'Ivoire

22

2

Mozambique

1818

Pakistan

Tanzanie

22

Etats-Unis

33

2222

Egypte

Libye

1155

Algrie 553 Irak

3

55

1 Qatar

1Arabie S.

22

4

Indonsie 44

MyanmarVietnam

2 Thalande

11 Kowet

Kenya

3

1

Namibie

1 22 11Guine Eq.

Ghana

22Gabon

Congo Br.

1 2

Ouganda

9

1313

33Isral

11

1Ukraine

1Italie1RoumanieTurquieGeorgie

1Danemark

22

Oman

Nb de dcouvertes

172 177

sept-12 sept-13

2


13

Bilan ptrolier nord amricain: vers l'indpendance nergtique? Selon les estimations de l'AIE (WEO 2012), le bilan ptrolier nord amricain fait apparaitre une autonomie de la zone en 2035 sous l'effet : d'une baisse significative de la demande des tats-Unis; d'une forte progression de la production de ptrole des tats-Unis qui aurait, d'aprs

l'AIE, tendance dcliner aprs 2025; d'une forte progression de la production canadienne, grce aux sables bitumineux; Bilan ptrolier Nord Amricain 2035

Bilan ptrolier des Etats-Unis2011/2035Base AIE

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2011 2015 2020 2025 2030 2035

Mb/j

DemandeProduction

Bilan

Bilan ptrolier du Canada2011/2035Base AIE

-4

-2

0

2

4

6

8

2011 2015 2020 2025 2030 2035

Mb/j

Demande

ProductionBilan

Bilan ptrolier Nord Amricain2011/2035Base AIE

-5

0

5

10

15

20

25

2011 2015 2020 2025 2030 2035

Mb/j

Demande

ProductionBilan

Une vision trop prudente ? Il convient de souligner les incertitudes importantes entourant ces projections. Concernant la production des tats-Unis, la vision de l'AIE dans son rapport de long terme (WEO 2012) se rapproche de celle du DOE amricain (figure ci dessous) qui anticipe un dclin de la production aprs 2035. Perspectives de production de ptrole brut aux tats-Unis (source DOE)

0

2

4

6

8

1990 2000 2020 2030 2040

History 2011 Projections

Tight oil

Other lower 48 onshore

Lower 48 offshore

Alaska

20100

2

4

6

8

1990 2000 2020 2030 2040

History 2011 Projections

Tight oil

Other lower 48 onshore

Lower 48 offshore

Alaska

2010


14

Cette vision peut paraitre conservatrice compte tenu du potentiel valu rcemment 58 milliards de barils (Gb) par le DOE. Si l'on retient les meilleurs bassins on peut estimer en premire analyse le potentiel 33 Gb soit 50 ans de production au rythme actuel de 2 Mb/j (0,7 Gb par an). Le rapport de moyen terme de l'AIE de mai 2013 est d'ailleurs plus optimiste. Concernant le Canada, les dernires projections de l'association des producteurs canadiens (CAPP) font tat d'un potentiel de production plus important que celui affich dans les projections de l'AIE (WEO 2012). L'cart atteint 2 Mb/j en 2030. Sur cette base la zone nord amricaine serait autonome ds 2025.

Bilan ptrolier Nord Amricain 2035 avec les projections du CAPP

Production canadienne de ptrole

2011/2030Base AIE & CAPP

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2011 2015 2020 2025 2030

Mb/j

AIECAPP

Bilan ptrolier Nord Amricain2011/2035

Base AIE & CAPP

-5

0

5

10

15

20

25

2011 2015 2020 2025 2030 2035

Mb/j

DemandeProductionBilan

Les huiles de schiste, principales incertitudes pour l'avenir. Le bilan ptrolier nord amricain fait apparaitre une possible autonomie de la zone, ds 2025 en retenant les dernires prvisions concernant le Canada. La grande incertitude rside dans le potentiel rel des huiles de schiste. Il dpendra des quantits potentiellement rcuprables (a priori leves), des quantits conomiquement exploitables et du contexte socital (monte en puissance d'une opposition plus marque?). En tout tat de cause, un rajustement haussier de la production d'huiles de schiste aux tats-Unis ne parait pas irraliste. Une indpendance ptrolire de la zone avant 2025 parait dans ce cadre envisageable.


15

2.3 1978 2012 : Investissements Production Prix Entre 1978 et 2012, les investissements en exploration et production ont cr de 340%, le prix du baril de 180% et la production de ptrole et gaz de 70%. La figure ci-dessous permet de constater que l'volution des investissements est intimement lie celle de la valeur de la production (volume x prix). Cette relation est particulirement nette depuis 2000. Figure 4: Investissements, production, prix du brut et valeur de la production (base 100 en 1978)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010

Investissements ($ constants)Production (huile et gaz)Valeur production ($ constants)Prix du baril ($ constants)

Alors que la hausse de la production a t remarquablement constante depuis 1984, avec des taux de croissance annuelle moyenne sur 10 ans compris entre 1,5 et 2,2%, la tendance actuelle de croissance forte des investissements a vritablement dmarr en 2004, avec la hausse du prix du baril (qui n'a retrouv qu'en 2008, en $ constants son niveau de 1980). Ce mouvement haussier n'a t interrompu qu'en 2009, consquence de la chute du prix du brut lie au contexte conomique global.

Figure 5: Taux de croissance moyen sur 10 ans de la production de ptrole et gaz

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

1978

-1988

1980

-1990

1982

-1992

1984

-1994

1986

-1996

1988

-1998

1990

-2000

1992

-2002

1994

-2004

1996

-2006

1998

-2008

2000

-2010

2002

-2012

La croissance des investissements entre 2004 et 2007 est due presque entirement l'augmentation des cots unitaires de construction qui ont cru de 75% sur cette priode (hors inflation globale), reflet des tensions sur le secteur paraptrolier et de la hausse du cot des matires premires. Aprs 2007, l'volution des dpenses d'investissement est essentiellement lie aux projets eux-mmes. La croissance des dpenses sur cette priode s'explique par une augmentation du nombre de projets grce l'apparition de nouvelles possibilits d'investissement (hydrocarbures de schistes, Brsil, Irak...) dans un contexte de prix du baril lev, mais aussi par la complexit croissante des dveloppements (offshore trs profond, huiles lourdes, GNL). Figure 6: Investissements, activit et cots - 2004-2012

Investissements, activit, cots - Base 100 en 2004

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Investissements ($ constants)

Activit

Indice de cots (hors inf lation)

Augmentation des investissements ($ constants)

0

50

100

150

200

250

2004-2007 2007-2012

Effet cot

Effet volume


17

3 Principaux marchs du secteur paraptrolier amont

3.1 Introduction Les investissements en E&P raliss par les compagnies ptrolires permettent en particulier la recherche de nouvelles rserves d'huile et de gaz, d'valuer celles ci et de les mettre en production.

La phase d'exploration comprend des campagnes gophysiques qui ncessitent de l'instrumentation et des quipements de mesure de donnes (sismique, lectromagntique). Les donnes acquises sont ensuite traites et interprtes pour localiser les rservoirs d'hydrocarbures. Le march de l'exploration gophysique devrait reprsenter en 2013 de l'ordre de 18 G$.

Lorsqu'un prospect est jug intressant, un puits d'exploration est for pour identifier ou non la prsence d'huile. La confirmation de rserves d'huile entraine une phase d'valuation des rserves et ventuellement de dveloppement du champ.

Le forage est alors incontournable, terre comme en mer, pour atteindre les niveaux rservoir. Il mobilise un ensemble de services et de produits (diagraphies, forage directionnel, produits chimiques ...) qui devrait gnrer au total un chiffre d'affaires en 2013 de prs de 250 G$ dans le monde.

Les champs dcouverts lorsqu'ils sont offshores ncessitent, de part leur loignement des ctes et leur situation en mer, des plateformes de production et des connections par pipeline pour l'exportation du brut. Le march de la construction offshore devrait reprsenter en 2013 plus de 60 G$.

3.2 Forage En 2012, la progression du forage terre et en mer sur un an est de 3,6%. On assiste la fin du rebond de l'aprs crise de 2009. Pour 2013, le forage terre devrait continuer de progresser faiblement (+2%) dans toutes les rgions du monde hormis l'Afrique (+8%). Le forage en mer devrait progresser plus fortement (+9%) soutenu par l'activit en Amrique du Sud et en Asie Pacifique. Les taux de location des rigs en 2013 devraient rester stables terre en dehors de l'Amrique du Nord o ils devraient baisser de 5 10%. En mer, les taux de location poursuivent leur rebond dans la Golfe du Mexique mais stagnent ailleurs. Le march du forage et des services associs a augment de 11% en 2012. Il devrait continuer crotre en 2013 et en 2014 un rythme plus modr de respectivement 9 et 6%, cause du ralentissement de l'activit terre. Le march de la fracturation hydraulique, qui avait augment de 150% entre 2008 et 2011, retrouve une croissance plus modre de 5 et 8% en 2012 et 2013.


18

3.2.1 Activits de forage

3.2.1.1 Nombre de puits fors dans le monde

L'activit de forage ptrolier et gazier est essentiellement terrestre. On dnombre en 2012 un total de 102 500 nouveaux puits fors terre (onshore) et 3 400 puits en mer (offshore), soit par rapport 2011 une croissance globale de 3,6%.

Figure 7: Rpartition par rgion des puits fors terre et en mer en 2012.

Asie-Pacifique27%

Am. du Nord56%

CEI Russie7%

Afrique2%

Europe1%

Am. du Sud et Centrale

5%

Moyen-Orient2%

(Sources : IFPEN, Spears & Associates)

L'Amrique du Nord (tats-Unis et Canada) reprsente plus de la moiti de l'activit mondiale, vient ensuite l'Asie-Pacifique pour 27% dont l'activit est principalement concentre en Chine. En 2013, le forage terre et en mer devrait reprsenter prs de 110 000 puits, soit le niveau d'activit de 2008 avant la crise financire et conomique.

3.2.1.2 Nombre de puits terre

En 2012, la progression du forage terre sur un an est de 3,6%. Toutes les rgions du monde progressent except l'Europe (-1%). La plus forte progression revient au Moyen-Orient (+14%) et notamment l'Irak du fait du dveloppement des champs du Kurdistan. L'Afrique progresse de 9%, l'Algrie et la Lybie tant les deux pays les plus actifs alors que l'gypte voit son activit ralentir. L'Amrique du Nord continue de progresser (+4%) avec l'essor de l'huile de schistes mais plus faiblement, en 2011 la croissance avait t de 16%. Le nombre de forages gaziers aux tats-Unis poursuit sa baisse au profit des forages ptroliers qui sont maintenant majoritaires. Pour 2013, les six premiers mois de l'anne indiquent que le forage terre devrait augmenter faiblement de l'ordre de 2%. Hormis l'Afrique et l'Europe qui tirent l'activit avec respectivement une croissance de 8% et 5%, les autres rgions ne progressent que faiblement, entre 1 et 3%.


19

En Afrique, l'activit de forage terre poursuit sa croissance notamment grce l'Algrie et la Libye. En Europe, l'activit est tire par la Roumanie, la Pologne et l'Allemagne qui dmarrent l'exploration des gaz de schiste. Figure 8: Rpartition des puits fors terre en 2012 par rgion (a) et croissance mi-2013 sur un an (b).

Central South

America Moyen-Orient

2%

Asie-Pacifique

26%

Afrique1%

Europe0,4%

CEI Russie

8%

Am. du Nord58%

0,0%2,0%4,0%6,0%8,0%

10,0%

Am. duSud et

Centrale

Europe Afrique Moyen-Orient

Asie-Pacifique

Am. duNord

CEIRussie

(Sources : IFPEN, Spears & Associates) Taux de location terre En 2012, les taux de location l'international (monde hors Amrique du Nord) sont en progression de 8% alors qu'aux tats-Unis, ils sont quasi stables et au Canada en lgre augmentation de 4%. Pour 2013, la tendance est une lgre baisse des taux aux tats-Unis (-3 %), et une baisse plus marque au Canada (-7%). Dans le reste du monde, les taux devraient rester stables (+1,5%). Figure 9: Taux de location des rigs terre en Amrique du Nord et l'international.

0

10

20

30

40

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Taux

loca

tion

K$/

j

Tx location onshore US Tx location onshore Canada

Tx location onshore International


3.2.1.3 Nombre de puits en mer En 2012, la progression sur un an du forage en mer est de 3,4% soit du mme ordre qu'en 2011 o elle avait t de 2,6%. L'activit dans le Golfe du Mexique redmarre vraiment avec +45% d'augmentation aprs deux ans au plus bas. L'Afrique et le Moyen-Orient sont aussi deux rgions trs actives avec respectivement 37% et 21% de croissance.


20

L'activit de forage augmente aussi en Afrique de l'Est sur des prospects gaziers (Mozambique, Tanzanie) et en Afrique de l'Ouest avec la poursuite du dveloppement des champs ptroliers du Golfe de Guine. L'est de la Mditerrane avec Chypre, le Liban et Isral fait aussi l'objet d'activit d'exploration et dveloppement. Les forages offshore en Asie Pacifique et l'Amrique Latine baissent respectivement de 11% et 15% En Asie-Pacifique, c'est essentiellement la Chine qui diminue aprs une activit au plus haut en 2011. En Amrique du Sud, la dynamique de forage s'essouffle un peu notamment au Brsil malgr les nombreux dveloppements auxquels doit faire face le pays. Pour 2013, on estime que les forages offshore devraient progresser de 9%, notamment dans les rgions o ils ont ralenti en 2012, savoir l'Asie-Pacifique et l'Amrique Latine. Le Golfe du Mexique devrait continuer de progresser de l'ordre de 10%.

Figure 10: Rpartition des puits fors en mer en 2012 par rgion (a) et croissance mi-2013 sur un an (b).

Europe13%

Afrique17%

Asie-Pacifique

41%Moyen-Orient

7%

Am. du Sud et

Centrale9%

Am. du Nord12%

CEI Russie

1%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

Am. duSud et

Centrale

Europe Afrique Moyen-Orient

Asie-Pacifique

Am. duNord

CEIRussie

Total


Taux d'utilisation des rigs en mer

En 2012, on a assist un rebond des taux d'utilisation au niveau mondial, la moyenne annuelle des taux de location des rigs offshore (tous types confondus) s'tablissant 81%, soit une augmentation par rapport 2011 de 9%. Dans le Golfe du Mexique, la croissance est de 30% avec la reprise du forage en mer profonde, alors qu'elle est de 6% en mer du Nord.

Pour 2013, les premiers mois de l'anne semblent indiquer au niveau mondial un lger recul (-2%) des taux d'utilisation. Le Golfe du Mexique devrait poursuivre son rebond mais plus modrment (+11%) et la Mer du Nord s'approcher des 100% de taux d'utilisation comme dans le pass.


21

Figure 11: Taux annuel moyen d'utilisation des rigs en mer pour le monde, le Golfe du Mexique et la Mer du Nord

50

60

70

80

90

100

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Taux

d'u

tilis

atio

n (%

)

Monde %

Golfe du Mexique %

Mer du Nord %

(Sources : IFPEN, IHS Petrodata)

Taux de location des rigs en mer En 2012, on a assist en mer un rebond gnral des taux de location aussi bien pour les semisubs que les jackups. Toutes les rgions (Golfe du Mexique, Mer du Nord et Asie du Sud-Est) ont eu la mme volution.

En 2013, la hausse s'est poursuivie except pour les jackups en Mer du Nord (-5%). En Mer du Nord les taux de location des semisubs ont progress de 24% et en Asie du Sud-Est ceux des jackups ont augment de 31%.

La plus forte progression en 2013 a eu lieu dans le Golfe du Mexique pour les jackups avec 54% d'augmentation sur un an.

Figure 12: Taux de location moyen annuel des semisubs et jackups pour le Golfe du Mexique, la Mer du Nord et en Asie du Sud-Est.

-

100

200

300

400

500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Taux

de

loca

tion

Sem

i-sub

(K$/

j)

Golfe du Mexique Mer du Nord SE Asia

-

50

100

150

200

250

300

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Taux

de

loca

tion

Jack

up

(K$/

j)

Golfe du Mexique Mer du Nord SE asia

(Sources : IFPEN, IHS petrodata)


22

3.2.2 Marchs du forage, des quipements et des services autour du puits En 2012, le march global du forage et des services associs est valu 220 G$ en hausse de 11% par rapport 2011.

Les oprations de forage en mer et terre reprsentent respectivement 20% et 13% du march global, avec respectivement 45 G$ et 29 G$ de chiffres d'affaires. Bien que nettement moins nombreux, les forages en mer sont beaucoup plus coteux. Les autres segments de march importants concernent les activits de services autour du puits:

la cimentation du casing, les outils de forage, la compltion des puits et le forage directionnel constituent la moiti (110 G$) du march global.

les oprations de fracturation et pompage (20% du march global) qui ont suivi l'essor du dveloppement des gaz de schistes en Amrique du Nord, reprsentent un chiffre d'affaires quivalent au forage en mer (44 G$).

Figure 13: Rpartition 2012 des divers segments de march du forage

Casing completion

services14%

Fracturation Pompage sous

pression20%

Forage directional

Logging LWD18%

Forage en mer20%

Outils de forage Equipments

11%Forage terre13%

Casing cementation

produits chimiques

4%


Pour fin 2013, on estime que l'ensemble du march global du forage devrait continuer de progresser de l'ordre de 9% sur un an.

En 2011, ce march avait dj retrouv et dpass son point haut de 2008. Sur la priode de 2009 2012, pendant le dveloppement en Amrique du Nord des ptroles et des gaz de schiste, les marchs du forage directionnel et de la fracturation hydraulique ont connu des augmentations spectaculaires, de respectivement 50% et 160% sur 3 ans.


23

Figure 14: volution depuis 2008 des segments de march du forage et estimation du march global en 2013 et 2014.

-

50

100

150

200

250

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

G$

Outils de forage Equipments Casing completion services

Fracturation Pompage sous pression Forage directional Logging LWD

Forage en mer Forage terre

Prvision Casing cementation produits chimiques


Pour 2014, le march global du forage devrait progresser plus faiblement (6%) avec un march terre qui augmente peu comme en 2013 (3%) et un march en mer qui progresse de l'ordre de 10%. 3.2.2.1 March du forage onshore Le chiffre d'affaires de la seule activit de forage terre a augment de 12% en 2012 et atteint 29 G$ ; il devrait progresser plus modrment (3%) en 2013. Les 2/3 du march mondial du forage terre sont dtenus par 11 grands groupes.

Le leader est Nabors Industries avec 13% de part de march, suivi par Helmerich & Payne (10%).

Par rapport 2011, Eurasia Drilling gagne 2% de part de march et passe de la 5ime la 3ime place. Ensign, Patterson-UTI et Precision Drilling avec 6 7% de part de march, se suivent de prs la 4ime, 5ime et 6ime place.

Saipem et Schlumberger sont respectivement la 8ime et 10ime place malgr leur taille, le forage terre n'tant pas leur cur de mtier.


24

Figure 15: volution du march du forage terre et parts de march 2012 des principaux acteurs.

0

5

10

15

20

25

30

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

G$

Forage terre Prvision

Socits 2012% cumulNabors Industries 13% 13%Helmerich & Payne 10% 23%Eurasia Drilling Co. 8% 32%Ensign 7% 38%Patterson-UTI 6% 45%Precision Drilling Corp. 6% 50%Weatherford 4% 54%Saipem SPA 3% 58%Trinidad Drilling 3% 60%Schlumberger 3% 63%San Antonio 2% 66%


3.2.2.2 March du forage offshore Le march de la seule activit de forage en mer a augment de 13% en 2012 et atteint prs de 45 G$ ; il devrait continuer sa progression avec une croissance de l'ordre de 15% en 2013. Ce march est aussi extrmement concentr puisque les 2/3 sont dtenus par 8 grands groupes.

Le leader du forage en mer reste Transocean avec 20% du march mondial. Seadrill et ENSCO sont respectivement la 2ime et la 3ime place avec chacun 10% de part de march. Transocean avait vu sa part reculer de 3 % suite l'accident de Macondo en avril 2010 dans le Golfe du Mexique.

Par rapport 2011, Diamond Offshore a perdu 2% de part de march et est pass de la 3me place la 5me. Figure 16: volution du march du forage en mer et parts de march 2012 des principaux acteurs.

-

10

20

30

40

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

G$

Forage en mer Prvision

Socits 2012% cumulTransocean, Inc. 20% 20%Seadrill 10% 30%ENSCO 10% 40%Noble Drilling 7% 48%Diamond Offshore 7% 54%China Oilfield Services, 4% 58%Maersk Group 3% 62%Saipem SPA 3% 65%



25

3.2.2.3 March de la fracturation Le march de la fracturation a atteint 44 G$ en 2012 soit la taille du forage offshore. Il a augment modestement de 5% en 2012, mais avait enregistr en 2011 et 2010 respectivement 60% et 55% de hausse, soit depuis le point bas de 2009 une augmentation spectaculaire de 160%. Trois socits principalement situes en Amrique du Nord concentrent les 2/3 du chiffre d'affaires mondial.

Le leader du secteur, Halliburton gagne 2% de part de march par rapport 2011 avec 29% de part mondiale. Les deux autres plus gros acteurs sont Schlumberger et Baker Hughes avec respectivement 21% et 14% de part de march. Les autres acteurs de la fracturation ont moins de 5% du march: Weatherford, Frac Tech Services (FTS), Trican Well Services. Figure 17: volution du march de la fracturation et parts de march 2012 des principaux acteurs

-

10

20

30

40

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

G$

Fracturation Pompage sous pression Prvision

Socits 2012% cumulHalliburton 29% 29%Schlumberger 21% 50%Baker Hughes 14% 63%FTS 4% 68%Weatherford 5% 72%Trican Well Service Co. 4% 77%Calfrac Well Services Lt 3% 80%Nabors Industries, Inc. 3% 83%Cudd Pumping 2% 85%Patterson-UTI Energy, I 2% 87%C&J Energy Services 2% 89%


3.3 Gophysique Avec un prix du ptrole lev et un environnement gopolitique tendu au Moyen-Orient (guerre en Syrie), l'activit gophysique dans son ensemble (acquisition, traitement et quipements) continue de crotre, tire notamment par la ncessit de trouver de nouvelles rserves, en particulier dans les nouvelles zones d'exploration: zones difficiles comme l'offshore profond, les nouvelles provinces de l'Arctique.

La complexit des nouveaux prospects demande des quipements toujours plus sophistiqus faisant appel toujours plus de canaux enregistrs aussi bien terre qu'en mer.

En sismique marine, mi-2013, sur un an le nombre de campagnes est stable. Le taux d'utilisation des navires est en lgre progression (+2%) et le cot des campagnes augmente : +22% pour la 3D et +12% pour la 2D.

En 2013, le chiffre d'affaires global du march de la gophysique devrait continuer sa progression avec une augmentation de l'ordre de 12%.


26

3.3.1 Activit de gophysique Depuis 1970 et les premires sismiques 3D, le nombre de canaux enregistrs n'a pas cess de crotre, passant de moins de 100 canaux (2 fois 48) en 1970 1 000 000 aujourd'hui. Figure 18: volution depuis 1970 du nombre de canaux des laboratoires d'enregistrement sismique, courbe en bleu canaux possibles, courbe en rouge canaux utiliss.

(Sources : Malcom Lansley, Sercel) A mi-2013, l'essentiel de l'activit de sismique marine est concentr dans cinq zones: la mer du Nord (22%), galit avec l'Asie du Sud-Est, le Golfe du Mexique (15%), l'Amrique du Sud (13%) et le golfe de Guine en Afrique de l'Ouest (12%).

Sur un an jusqu' mi-2013, l'activit marine dans le monde est reste stable autour de 140 campagnes. Les zones en croissance sont la Mditerrane qui a doubl son activit, l'Asie du Sud Est (+22%) et l'Afrique de l'Ouest (+12%). Les autres rgions sont en recul en particulier l'Ocan Indien (-28%) et l'Amrique du Sud (-21%). L'Europe du Nord Ouest et l'Amrique du Nord baissent plus faiblement de respectivement 6% et 4%.

Figure 19: A mi-2013, rpartition des campagnes de sismique marine sur les 12 derniers mois, par rgion (a) et par type d'acquisition (b).

Asie du Sud-Est22%

Amrique Latine13%

Europe du Nord-Ouest22%

Amrique du Nord15%

Ocan Indien6%

Moyen Orient1%

Mdittranne Mer Noire5%

Afrique de l'Ouest12%

Australie Nouvelle Zlande

4%

3D52%

2D17%

Source12%

Electro Magntisme

3%

Ocean Bottom Cable5%

Wide Azimuth Survey

4%

Ocean Bottom Node5%

4D2%


L'activit sismique marine est domine par la 3D qui reprsente plus de la moiti des oprations (52%), suivie par la sismique 2D (17%). La sismique Wide Azimuth (WAZ) compte pour 4% de l'ensemble des oprations et les bateaux sources pour 12%. Les acquisitions par cbles (OBC) ou nodes (OBN) en fond de mer reprsentent 10% des


27

oprations; de 2011 2012 cette activit a doubl de volume. Concernant les acquisitions lectro-magntiques (3%), elles reprsentent dsormais plus que l'activit de monitoring 4D (2%). Taux de location et d'utilisation des navires A mi-2013, on constate sur un an un net rebond des taux de location des navires sismiques avec cependant des disparits en fonction du type d'acquisition. L'augmentation des taux de location est en moyenne de 22% pour la sismique 3D et de 12% pour la sismique 2D. On a atteint en Juillet 2012 230 000 $/j pour une acquisition 3D standard, contre 205 000 $/j un an auparavant. Mais suivant les spcifications des acquisitions et le type de navire, les taux de location peuvent doubler. Le cot d'un bateau source est trs similaire celui d'une acquisition 2D, l'ajout d'un streamer ayant peu d'impact sur le taux de location. Figure 20: A mi-2013, taux de location en milliers $ par jour et taux d'utilisation en pourcentage de la sismique marine.

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

2011 Q3 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2013 Q1 2013 Q2

Taux

d'u

tilis

atio

n (%

)

En opration En RouteInoccup

-

50

100

150

200

250

300

2011 Q3 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2013 Q1 2013 Q2

Taux

de

loca

tion

1000

$/j

Source2D3D


Sur une flotte sismique mondiale value mi-2013 140 bateaux, les taux d'utilisation des navires sont en lgre augmentation de 2% sur un an et atteignent 69%. Le nombre de bateaux inoccups ou faisant route est stable.

3.3.2 March gophysique Le march de la gophysique, caractristique de l'activit d'exploration, est trs sensible au prix de l'huile et du gaz et l'environnement gopolitique, un prix lev permettant le recours des technologies plus sophistiques et coteuses.

En 2012, le chiffre d'affaires du march gophysique, quipements, acquisition et traitement de donnes sismiques, a atteint 16,5 G$ et dpass le niveau de haut de 2008 valu 15 G$ tous segments compris. En 2012, l'augmentation du march gophysique sur une anne est value 13%.

Au niveau mondial, le segment des quipements totalise 2 G$ de chiffres d'affaires, soit 12% du march total de la gophysique. Il a progress en 2012 de 11% sur un an, soit lgrement moins que le march total.


28

Les marchs fortes marges sont la sismique marine et les quipements. La sismique terrestre demeure confronte une forte concurrence, notamment asiatique et chinoise avec des prix d'acquisition bass sur une main d'uvre bon march.

Pour 2013, la remonte des prix des acquisitions marines laissent prsager une croissance qui pourrait atteindre 12%.

Cependant pour 2014, les professionnels de l'industrie n'entrevoient pas de remonte des prix d'acquisition avant le deuxime semestre et des contracteurs annoncent des carnets de commandes en retrait par rapport 2013, ce qui laisse prsager une hausse plus modeste du march (8%) l'anne prochaine. Figure 21: March de la gophysique (quipements et acquisition-traitement) et parts de march 2012 des principaux acteurs.

-

5

10

15

20

25

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

G$

Equipments Acquisition Traitement Prvisions

2012 CumulCGG 31% 31%Schlumberger 24% 55%Petroleum Geo-Service ASA 9% 64%TGS-NOPEC Geophysical Co. 6% 70%Halliburton Corp. 4% 74%Geokinetics, Inc. 3% 77%ION Geophysical Corp. 3% 81%China Oilfield Services, Ltd. 3% 83%Global Geophysical Services 2% 85%Dawson Geophysical 2% 87%Integra Group 2% 89%Seitel, Inc. 1% 91%Geospace Technologies Corp. 1% 92%EMGS 1% 93%Paradigm Ltd. 1% 94%


Acteurs

En 2012, CGG conforte sa position de leader avec le rachat de la partie marine et gosciences de Fugro. Dsormais 70% du march mondial de la gophysique est dtenu par seulement 4 socits.

Schlumberger avec sa filiale WesternGeco est deuxime, suivi de PGS et de TGS-NOPEC.

Geokinetics, spcialis en acquisition en zone de transition (par faible tranche d'eau), est la cinquime place. EMGS spcialiste de l'acquisition lectromagntique gagne en 2012 une place en passant la quatorzime position.

En matire d'quipement, Sercel, filiale de CGG, reste le leader avec plus de 60% du march mondial, suivi par ION et Geospace Technologies.


29

3.4 Construction offshore

En 2012, l'activit est en hausse pour les plateformes fixes (+26%) et les plateformes flottantes (+15%). Concernant le subsea, l'activit baisse de 9% aprs plusieurs annes de forte croissance.

Le march de la construction offshore devrait globalement progresser de 12 % en 2013 comme en 2012, mais la croissance devrait tre plus modre (5%) en 2014 du fait de reports et retards dans les projets lis la complexit croissante des projets et la pnurie en personnel qualifi, mais aussi cause de l'obligation de "local content" notamment en Afrique de l'Ouest et au Brsil et du renforcement de la lgislation offshore dans le monde.

3.4.1 Activits de construction offshore 3.4.1.1 Plateformes fixes (Jackups) En 2012, l'activit de plateformes fixes a connu une reprise. Avec 177 units installes en 2012, l'augmentation sur un an du nombre d'installations est de 26%. La rgion Asie-Pacifique avec 45% des installations de plateformes fixes dans le monde, est en tte de peloton. Figure 22: Rpartition gographique en 2012 du nombre d'installations de plateformes fixes

45%Asie-

Pacifique

4%Amrique Centrale

15%Ocean Indien

2%Mditerr.Mer Noire

16%Moyen-Orient

5%Amrique du Nord

8%Europe du

Nord Ouest

2%Amrique du Sud

3%Afrique de

l'Ouest


Les marchs de la plateforme fixe au Golfe du Mexique et en Mer du Nord sont matures, ces types de supports reprsentent respectivement 5% et 8% des installations. Ces deux rgions possdent une abondante infrastructure ptrolire moins propice au dveloppement de nouvelles plates formes fixes. A l'oppos du Moyen-Orient et de l'Asie-Pacifique qui devraient crotre, on s'attend ce que les marchs du Golfe du Mexique et de la Mer du Nord continuent baisser dans les annes venir. Sur le long terme au niveau mondial, le nombre d'installations de plateformes fixes devrait continuer dcliner.


30

3.4.1.2 Plateformes flottantes (Floating Platform Systems ou FPS) En 2012, 15 plateformes flottantes ont t installes dans le monde, ce qui reprsente une augmentation de 15% sur un an.

A mi-2013, le nombre de FPS en cours de construction pour les annes venir est stable sur un an, leur nombre s'lve autour de 70 units. Les des constructions concernent l'Asie-Pacifique et l'Amrique Latine, le reste l'Amrique du Nord et l'Europe du Nord Ouest.

Figure 23: Nombre de plateformes flottantes en construction mi-2013 et nombre de projets jusqu'en 2018.

- 10 20 30

40 50 60 70

Asie-

Pacif

ique

Amri

que d

u Sud

Medit

erran

e M

oyen

-Orie

nt

Amri

que d

u Nord

Europ

e du N

ord O

uest

Afriqu

e de l

'Oues

t

Inocc

up S

ans c

ontra

t

En construction Demande jusqu'en 2018


On estime en 2013 que la flotte mondiale de FPS atteint 360 units se rpartissant principalement en Asie-Pacifique (29%), Amrique du Sud (18%), Europe du Nord-Ouest (13%) et Amrique du Nord (12%).

Figure 24: Flotte mondiale de FPS mi-2013 et types de FPS construits depuis 2005.

Europe du Nord Ouest

13%

Amrique du Nord12%

Mediterr. Moyen-Orient

6%

Amrique du Sud18%

Afrique de l'Ouest16% Asie-

Pacifique29%

Inoccup Sans

contrat6%

Bateau78%

TLP4% Barge

4% Semi10%

Spar4%



31

Sur un an, les projets de FPS programms jusqu'en 2018 sont en hausse de 20% 114 units. La demande est principalement tire par l'Asie-Pacifique, l'Amrique et l'Afrique.

Si on examine le type des supports flottants construits depuis 2005, 78% sont des navires (FPSO), 10% des semi-submersibles, les 10% restant se rpartissent parts gales entre Spars, Tension Leg Plateformes (TLP) et barges. 3.4.1.3 Constructions sous-marines (Subsea) La premire installation subsea remonte 1963, mais l'industrie du subsea et des vaisseaux de pose a vraiment dcoll au dbut des annes 1990 avec les dveloppements deep offshore.

De 1980 2012, prs de 5000 installations sous marines ont t poses. L'anne record est 2008 avec 330 installations. La mer du Nord a jou un rle important dans ce dveloppement avec 35% des installations depuis 1980.

Avec un nombre grandissant de dcouvertes d'huile et de gaz dans des conditions difficiles et par mer profonde, la demande en installations sous-marines est amene augmenter. En 2006, seulement 25% des dcouvertes taient faites par plus de 1000 m d'eau alors qu'en 2012 ces dcouvertes reprsentent la moiti. Les zones traditionnelles d'installations du subsea, sont la Mer du Nord, le Golfe du Mexique et le Golfe de Guine, elles sont rattrapes par l'Amrique du Sud et l'Afrique de l'Ouest en forte croissance.

Aprs le point haut de 2008, l'activit subsea a chut entre 2009 et 2010 250 units en construction par an. L'anne 2011 a connu un net rebond d'activit (+25%) suivi en 2012 d'une baisse (-9%). A mi-2013, sur un an, l'activit subsea est en augmentation de 10%.

L'industrie subsea est confronte une complexit croissante des projets et une pnurie en personnel qualifi, ce qui contribue une forte augmentation des cots qui, dans certains cas, sont multiplis par quatre comme en Angola o ils ont atteint 35 000 $ la tonne.

Parmi les autres contraintes influant sur le dveloppement du subsea, on citera l'obligation de "local content" notamment en Afrique de l'Ouest et au Brsil et le renforcement de la lgislation offshore dans le monde suite l'accident du puits de Macondo dans le Golfe du Mexique.

D'autre part, le dveloppement du subsea qui utilise largement les installations existantes (rgionales) pour dvelopper un nouveau champ pose la question de la maintenance et de la dure de vie des installations plus anciennes. Figure 25: Nombre de constructions sous-marines ralises dans le monde de 2004 2012.

0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 (Sources : IFPEN, IHS Petrodata)


32

La demande de construction subsea sur la priode 2013 2017 se rpartit principalement sur cinq zones gographiques : l'Europe du Nord Ouest (23%), l'Afrique de l'Ouest (22%), l'Amrique du Sud (20%), l'Asie Pacifique (17%) et l'Amrique du Nord (13%).

L'Europe du Nord Ouest et l'Afrique de l'Ouest arrivent en premire position du fait du nombre d'installations de production offshore dj existantes. Figure 26: Demande de construction subsea pour la priode 2013 2017

Afrique de l'Ouest22%

Amrique du Sud20%

Asie-Pacifique17%

Europe du Nord Ouest23%

Mditerranen Mer Noire

3%

Amrique Centrale

1%Amrique du Nord13%

Mer Caspienne1%


3.4.2 March de la construction offshore

Le march de la construction offshore s'tablissait en 2012 55 G$ et devrait atteindre 62 G$ en 2013, soit une croissance de 12% sur un an du mme ordre de grandeur qu'en 2012.

On distingue principalement trois segments de march, la construction offshore proprement dite qui reprsente 69% du march global, les quipements sous-marins (26%) et les services lis la location de plateformes (5%). Figure 27: Parts 2012 des trois segments de march de la construction offshore.

Construct.Offshore

69%

Equipments sous-marins

(subsea) 26%

Services de location de plateformes

flottantes 5%

(Sources : IFPEN, IHS energy)

Sur 2012, tous les segments de march progressent mais le segment moteur est celui des quipements sous marins avec une croissance de 23%. La construction offshore progresse de 8% alors que le service de location des plateformes flottantes augmente plus modestement (6%).


33

Figure 28: March de la construction offshore (a) et parts de marchs 2012 par compagnie (b).

- 10 20 30 40 50 60 70

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

G$

Construction Offshore Equipments sous-marins (subsea)Services de location de plateformes flottantes Prvisions

Socits % cumulSaipem SPA 13,0% 13%Subsea 7 S.A. 10,9% 24%KBR 7,7% 32%FMC 7,2% 39%SBM Offshore 6,6% 45%McDermott 6,5% 52%Technip 4,5% 56%Aker Solutions 4,3% 61%Cameron 4,1% 65%Fugro 3,4% 68%Technip 3,0% 71%Oceaneering International 3,2% 74%Kvaerner 2,7% 77%GE 2,4% 80%


50% du chiffre d'affaires mondial est dtenu par 6 socits, dont l'activit est essentiellement la construction offshore. Le leader dans ce domaine est Saipem suivi de Subsea 7. Quatre socits se suivent ensuite avec 6 7% de part de march: KBR, FMC, SBM Offshore et Mc Dermott.

Dans le domaine spcifique des quipements sous-marins, le leader est FMC, suivi par Technip, Aker Solutions et Cameron.

Pour 2013, le march de la construction offshore devrait voluer globalement au mme rythme (12%) que 2012.

Etant donn la hausse des cots et les retards de projet, la croissance du march en 2014 devrait tre plus modeste (5%).


34

Pour conclure L'anne 2013 poursuit la croissance des investissements en exploration et production constate en 2012. Dans l'ensemble, les marchs ont dpass le niveau d'avant la crise de 2009. Pour 2014, cette croissance devrait continuer mais un rythme un peu moins soutenu (8%). En gophysique, les carnets de commande pour 2014 sont un peu moins garnis qu'en 2013 laissant augurer une croissance plus faible (8%) l'anne prochaine. Le dbut de l'exploration des non-conventionnels en dehors de l'Amrique du Nord se faisant timidement, le forage terre en 2014 ne devrait progresser que faiblement (3%) comme en 2013. En matire de forage offshore, les taux de location sont remonts en 2012 et 2013 dans l'ensemble des rgions et les nombreux dveloppements de champs attendus devraient soutenir la croissance du march (+10%). En ce qui concerne la construction offshore, la complexit des projets toujours plus profonds, l'augmentation des cots et l'obligation de "local content" devraient peser et limiter la croissance 5%.

Tableau 1 : Tableau rsum de l'volution des investissements et des marchs analyss

2012 2013 2014

Investissements E&P 13%

+11%

8%

March Gophysique +13% 12% 8% March Forage terre en mer

+13% +12%

+3%

+15%

+3%

+10% March Construction offshore +12 % +12% +5%


35

4 Raffinage: la recherche de nouveaux quilibres Sur le long terme les excdents en capacits de raffinage ont eu tendance diminuer progressivement. Les raisons de cette volution tiennent essentiellement l'volution de la demande qui enregistre une croissance suprieure celle des capacits de raffinage, sauf quelques exceptions comme en 2008-2009. Les prvisions moyen terme montrent un basculement de cette tendance. Alors que les deux variables vont poursuivre leur croissance, la demande mondiale devrait ralentir et crotre un niveau infrieur celui des capacits de raffinage. Les dpenses engages par l'industrie, en augmentation, illustre cette tendance. Un nouveau cycle d'augmentation des excdents devrait se dessiner partir de 2015. Cependant cette volution globale masque l'htrognit des situations par rgion. Alors que le moteur de la croissance mondiale se trouve dans les pays mergents avec une demande toujours trs leve et un portefeuille de projets bien rempli, les pays de l'OCDE, l'Europe en tte, marquent le pas avec peu de projets en perspective -la plupart tant des projets de modernisation des quipements existants- et une consommation au ralenti. Ainsi la baisse ou la stabilit de la demande dans les pays de l'OCDE moyen terme, conjugue avec un carnet de commandes de nouveaux projet volumineux dans les pays mergents se traduira par l'accentuation des excdents au niveau mondial. Les enjeux sont diffrents selon les rgions: dans les pays mergents, il s'agit de satisfaire une demande en accord avec la forte croissance conomique tout en assumant les rglementations environnementales; dans les pays de l'OCDE le challenge est de taille car il s'agit de mener bien une difficile restructuration du secteur de manire mieux l'adapter la demande en termes de volumes et de produits. Ce nouvel quilibre doit tre atteint en faisant face de nombreuses contraintes (spcifications, rglementations,...) dans un contexte qui devient de plus en plus concurrentiel (rvolution amricaine suite au dveloppement des hydrocarbures de schiste, modernisation des raffineries russes, pays mergents,...).

4.1 Surcapacits de raffinage en diminution et disparits rgionales Entre 2009 et 2012 on constate une baisse prononce des surcapacits au niveau mondial, passant de 5,7 Mb/j en 2009 2,6 Mb/j en 2012. Cette tendance s'explique principalement par une croissance de la demande ptrolire plus forte que celle des capacits de raffinage. Les situations sont cependant contrastes entre les rgions mergentes et les conomies matures. Dans les zones mergentes telles que l'Asie-Pacifique, l'Amrique du Sud & Centrale et

le Moyen Orient, la mise en place de nouvelles capacits de raffinage, malgr les nombreux projets, a beaucoup de mal suivre le rythme de la demande ptrolire. La croissance annuelle de la demande pendant cette priode a t de 4,4% en Asie Pacifique, 3,3% en Amrique du Sud & Centrale et 3,5% au Moyen Orient, alors que les capacits de raffinage n'ont augment que de 2,9%, 0,3% et 1,4% respectivement. Ces trois rgions se trouvent en 2012 dans une situation d'quilibre entre offre et demande ptrolire et risquent court terme de basculer vers une situation de sous-capacits. C'est une situation prcaire en terme d'indpendance nergtique qui s'accentue si l'on prend en compte les taux d'utilisation des raffineries qui restent relativement faibles notamment en Amrique de Sud & Centrale et au Moyen Orient avec 78%. La zone Asie Pacifique avec 84% reste un niveau acceptable.

la situation en Europe et aux tats-Unis n'est pas la mme. Alors que le dficit de capacits qui caractrise les tats Unis diminue lgrement depuis quatre ans (-0,4% en moyenne par an depuis 2009), en Europe les surcapacits continuent de s'accentuer avec une augmentation moyenne de 6% par an. La relative amlioration de la situation aux tats Unis est due principalement la baisse de la demande. Les prix du ptrole


36

plus levs et les gains d'efficacit en carburants des vhicules lgers1 ont contribu rduire la consommation de carburants routiers de 290 kb/j entre 2010 et 2012. En 2012, les tats-Unis font un petit pas vers l'quilibre grce une lgre augmentation des capacits existantes. En Europe les deux valeurs diminuent, la dtrioration de la situation accroissement des surcapacits- s'explique ici par une baisse plus forte de la demande que des capacits de raffinage. La consommation ptrolire ne devrait pas retrouver les niveaux d'il y a quelques annes mme en cas de reprise conomique, la rduction de l'intensit nergtique globale et l'amlioration de l'efficacit nergtique devraient soutenir une sobrit nergtique durable. Du ct du raffinage europen, les difficults structurelles seraient lentes se rsorber. L'anne 2012 ne fait que confirmer cette situation.

Globalement les tendances des pays mergents l'emportent. Avec 45% de la consommation de ptrole en 2012 et 48% des capacits de raffinage, ces zones orientent le march mondial en termes d'excdent/dficit de capacits de raffinage. Cette tendance devrait s'accentuer.

Figure 29: Diffrence entre capacits de raffinage et demande de produits

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

kb/jo

ur

Monde

Etats-Unis

Europe 25

Asie Pacifique

Amrique du Sud &CentraleMoyen Orient

Source: IFPEN partir de BP Statistical Review of World Energy 2013 Pour 2013 comme pour 2014, l'AIE confirme les prvisions de croissance de la demande avec une hausse de 1% de la consommation mondiale de brut en 2013, 90,9 Mb/j, et de 1,2% en 2014, 92 Mb/j2, rsultat d'un raffermissement de la reprise mondiale. LAgence note par ailleurs les signes d'une rduction de la divergence de tendance pour la demande entre lOCDE et les pays hors OCDE: la croissance dans les pays mergents et en dveloppement et la contraction de lconomie dans les pays dvelopps se sont chacune modres. Nanmoins, les pays hors OCDE resteront le moteur de la demande ptrolire mondiale, tandis que la consommation des pays de lOCDE continue dcliner . La demande des premiers devrait, comme prvu, dpasser celle des seconds au 3e trimestre 2013.3 Du cot raffinage, la mise en place de nouvelles capacits moyen terme progresse rapidement -selon les prvisions de projets forte probabilit de ralisation- rpondant ainsi la progression de la demande. Les surcapacits actuelles qui ont eu tendance diminuer depuis quatre ans, s'accentueront de nouveaux dans les annes venir si les projets prvus sont effectivement raliss. 1 Voir normes CAFE Corporate Average Fuel Economy Standards 2 L'OPEP vient galement de revoir la hausse ses prvision de demande mondiale de ptrole pour 2013 et l'anne suivante. Le cartel prvoit pour cette anne une demande de 89,74 Mb/j, contre 89,71 Mb/j attendus dans son rapport mensuel d'aot. Pour 2014, L'OPEP mise dsormais sur 90,77 mb/j, contre 90,75 Mb/j le mois prcdent. 3 L'AIE prvoit galement un apaisement du ct de l'offre suite un certain nombre d'lments favorables: fin des oprations de maintenance des installations dans plusieurs rgions, une production proche des records en Arabie Saoudite et une poursuite de la croissance de la production de ptrole non-conventionnel en Amrique du Nord.


37

Figure 30: Taux d'utilisation des raffineries

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Monde

Etats-Unis

Europe - 25+

Asia Pacific

Amrique du Sud &CentraleMoyen Orient

Source: IFPEN partir de BP Statistical Review of World Energy 2013

4.2 Reprise des dpenses de capital dans les pays mergents En 2013, les dpenses de raffinage dans le monde atteignent 70 milliards de $, soit une augmentation de 1,9% par rapport l'anne prcdente. Il s'agit d'une augmentation modre des dpenses qui se caractrise par des situations htrognes selon les rgions. Les investissements se concentrent majoritairement dans les pays mergents d'Asie Pacifique, du Moyen Orient et d' Amrique du Sud & Centrale. Globalement la faible hausse des dpenses est en accord avec l'augmentation modre des capacits dans le monde, le niveau assez bas des marges de raffinage n'incitant pas non plus dpenser davantage. Les dpenses en capital repartent la hausse (+2,8%) traduisant la mise en place de nouvelles capacits et la reprise globale des projets. Les dpenses en maintenance restent stables en 2013 pour la premire fois aprs une longue priode d'augmentation ininterrompue. Ces dpenses concernent davantage les pays industrialiss qui disposent d'un parc industriel mature et dont les capacits de raffinage ne varient que trs peu. Les dpenses en produit chimiques et catalyseurs continuent d'augmenter en 2013 (+3,2%) un rythme proche de celui de l'anne prcdente. Cette volution s'explique par divers facteurs comme le taux d'utilisation des raffineries globalement en lgre augmentation, l'expansion d'units de procds et la mise en marche de nouvelles units attendues en 2013. Tableau 2: Dpenses mondiales de l'industrie du raffinage (milliards de G$)

2010 2011 2012 2013 (p)

Investissements 23.9 25.1 25.05 25.7 Maintenance* 25.9 26.9 27.6 27.7 Catalyseurs et produits chimiques 15.0 15.9 16.4 16.9 Total 64.8 67.9 69.0 70.3

Source : IFPEN daprs HPI Market Data ; (p) prvision * 40 % correspondent des quipements et du matriel, le reste de la main duvre et des services.

La consolidation de la croissance mondiale, la hausse de la demande ptrolire mme lgre- et l'absence de tensions sur l'offre favorisent un climat propice l'investissement. Le carnet de commandes de nouvelles capacits pour les annes venir autorise un certain optimisme sur les investissements futurs malgr la diminution ou stabilisation des capacits dans les pays industrialiss. Cet optimisme est nanmoins teint de prudence tant donn les prvisions de croissance dans les pays mergents (pays BRICS notamment) qui laissent entrevoir un certain flchissement, les nombreuses incertitudes lies des tensions politiques diverses (Syrie, Libye, Iran,...) qui affectent la scurit d'approvisionnement et les


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crises montaires locales (Inde, Indonsie, Thalande) qui pourraient peser sur la demande de ptrole. Pour 2014, nous retiendrons les mmes tendances qu'en 2013, c'est- dire une augmentation prudente des dpenses globales, en privilgiant les dpenses en capital et en produits chimiques & catalyseurs et une stabilit des dpenses en maintenance. Figure 31: Historique des dpenses mondiales de l'industrie du raffinage (milliards de $)

46

6569 70 71

10

15

20

25

30

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014(e)

G$

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G$

Total (axe secondaire) Capital Maintenance Produits chimiques/catalyseurs Source : IFPEN daprs HPI Market Data ; (p) prvision

4.3 L'Asie demeure l'Eldorado des investissement dans l'aval ptrolier Parmi les projets annoncs, il convient de distinguer les projets dits "probables" qui ont une probabilit leve de ralisation et les projets dits "possibles" qui correspondent plutt des annonces et dont la probabilit de ralisation est moindre4. o En tenant compte uniquement des projets probables, les nouvelles capacits de distillation atmosphrique dans le monde progresseraient de 370 kb/j en 2013 soit une augmentation de 5% par rapport aux projets rpertoris en 2012 pour atteindre un total de 8,1 Mb/j, ce qui reprsente 9% de la capacit actuelle de distillation atmosphrique dans le monde (92,5 Mb/j). Une augmentation modeste mais qui vient aprs une forte baisse entre 2011 et 2012 (-15%). Dans ce contexte, les deux principales rgions que sont l'Asie Pacifique et le Moyen Orient avec plus de 70% des projets, enregistrent une baisse de 10% et de 8% respectivement. Il faut noter qu'il s'agit de la deuxime anne conscutive de baisse dans ces deux rgions. A l'inverse, l'Amrique du Sud & Centrale, la CEI et surtout l'Amrique de Nord affichent une forte croissance par rapport l'anne dernire, entranant du mme coup une augmentation globale des capacits de distillation. Selon lAgence fdrale amricaine (EIA), l'augmentation de la capacit de raffinage aux tats Unis est principalement due lextension de la raffinerie de Port Arthu

Documents

Les investissements en exploration-production et raffinage en 2013.pdf