ExxonMobil et Nobel Energy ont acquis des terrains et des permis pour 10 milliards de dollars au Texas et au Nouveau-Mexique, suivant les petites compagnies indépendantes. Par Jean-Michel Bezat le 20 janvier 2017 pour Le Monde

Dans l’ouest du Texas et l’est du Nouveau-Mexique, c’est désormais la ruée des pétroliers sur le Bassin permien. Les petites compagnies ne sont plus seules à se presser au grand festin de l’or noir ; les majors tablent aussi sur une relance de la production d’huiles de schiste (shale oil), redevenues rentables avec un baril américain passé depuis près de deux mois au-dessus de 50 dollars.

ExxonMobil a annoncé, mardi 17 janvier, avoir acquis à la richissime famille texane Bass des compagnies opérant dans cette région gorgée de pétrole de roche-mère pour un montant de 6,6 milliards de dollars (6,2 milliards d’euros). C’est la première grande opération de Darren Woods, PDG du groupe depuis la nomination de son prédécesseur Rex Tillerson à la tête du Département d’État.

L’argent recommence à couler, après deux années de relatives vaches maigres et une baisse de la production de plusieurs centaines de milliers de barils par jour. Dans dix-huit des vingt-deux comtés de la région, il est même rentable de produire quand le baril vaut moins de 45 dollars, selon un rapport de Bloomberg Intelligence. En 2016, les compagnies américaines indépendantes ont investi 61 milliards de dollars dans des terrains et des actifs, près de deux fois plus qu’un an auparavant, ajoute Bloomberg.

Le Bassin permien représente plus de 40 % de cette somme. Dans cette zone, le nombre de plates-formes en exploitation est passé de 132 « rigs » en avril à 268 aujourd’hui, selon la compagnie parapétrolière Baker Hughes. Des sept grandes régions des États-Unis (Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Marcellus…) suivies par l’Agence d’information sur l’énergie, le Bassin permien est de loin la plus dynamique et la plus prometteuse. Certains gisements y sont parmi les moins coûteux à exploiter de la planète, à 40 dollars par baril.

Le numéro deux américain, Chevron, et Occidental Petroleum ont plus investi qu’ExxonMobil. Mais avec cette opération, la première compagnie pétrolière mondiale par la capitalisation boursière augmentera ses réserves prouvées de 6 milliards de barils équivalent pétrole. C’est sa plus grosse opération depuis l’acquisition en 2009 du spécialiste des gaz de schiste XTO pour 41 milliards de dollars. La compagnie d’Irving (Texas) suit Noble Energy, qui a annoncé, lundi, le rachat d’un petit concurrent pour 3,2 milliards. Ainsi ce sont 10 milliards d’investissements qui ont été annoncés en deux jours dans ce Bassin permien. Une véritable « Permania », dit-on dans le milieu.

A environ 25 000-30 000 dollars l’acre (4 046 m²), les prix d’acquisition des terrains et des permis y sont pourtant très élevés, même s’ils sont inférieurs aux 50 000 dollars atteints dans certaines zones en 2016. Pour certains spécialistes du financement de l’industrie pétrolière, on a atteint des multiples que l’on rencontre dans les bulles spéculatives. Les plus optimistes rétorquent que les formations géologiques du permien, caractérisées par des couches de roches pétrolifères empilées les unes sur les autres, ainsi que des forages horizontaux de plus en plus longs, rendent ces gisements « très attractifs ». D’autant que Des réseaux de pipelines sont déjà en place.

« Période de grande volatilité »

Tous les acteurs du monde du pétrole guettent aussi le retour des pétroliers américains, qui ont considérablement réduit leurs coûts d’extraction au cours des trois dernières années. Mais plus de barils américains sur le marché risque d’avoir un effet dépressif sur les prix. Depuis l’accord de réduction de la production intervenu à Vienne fin 2016 au sein de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), puis d’autres grands producteurs (dont la Russie), le baril a gagné 20 %. Peut-il aller très au-delà et passer durablement la barre des 60 dollars ?

« Je m’attends à ce que la production américaine augmente de nouveau – tous les indices sont là – en raison de la hausse des prix, a estimé Fatih Birol, directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), mardi, lors du Forum de Davos. Les prix vont grimper, la production américaine et les autres vont grimper et mettre à nouveau une pression à la baisse sur les prix. Nous entrons dans une période de grande volatilité. »

Également présent dans la station suisse, le ministre saoudien du pétrole a jugé que ce réveil américain était bienvenu pour répondre à la hausse prévue de la consommation. Cependant, ce retour atteindra vite ses limites : « Ce qui a été pompé récemment aux États-Unis était le plus prolifique, a soutenu Khaled Al-Faleh. Alors que la demande s’accroît, la production deviendra plus coûteuse, plus difficile et moins prolifique. Ils se rendront compte qu’ils auront besoin de prix plus élevés. »

L’institut français du pétrole Énergies nouvelles (Ifpen) estime que les cours pourraient suivre deux directions différentes en 2017. Dans son premier scénario qualifié de « haut » par son président, Didier Houssin, l’OPEP et les pays non-OPEP respectent au moins en partie leur engagement de retirer chaque jour du marché respectivement 1,2 million et 560 000 barils. Les cours oscilleront alors entre 50 et 60 dollars.

Dans cette hypothèse, les capitaux investis dans l’exploration-production augmenteraient de 5 % (à 415 milliards de dollars) en 2017, après deux années où ils ont reculé de près de moitié. On n’en prend pas le chemin. L’OPEP a annoncé, mercredi, que sa production n’avait chuté en décembre que de 221 000. Ce n’est pas bon signe, même si son engagement ne porte que sur la période janvier-juin 2017.

« Le scénario bas est lié à une reprise plus rapide de la production américaine et on pourrait revenir à des niveaux de 40 à 50 dollars », a prévenu M. Houssin. Tout en ajoutant que « le rythme de croissance de la production risque de se heurter à un certain nombre de goulots d’étranglement » : capacité à recruter du personnel après des licenciements massifs, situation de quasi plein emploi sur le marché du travail, indisponibilité d’appareils de forage…