Photo: Flickr SkyTruthLa rentabilité à long terme de l'industrie est très discutable, selon des études.
Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans le quotidien The Tyee
Après avoir étudié les données de production de 65,000 puits forés dans 31 formations géologiques différentes de schiste non conventionnel en 2012, David Hugues prédit que l'industrie sera dans le gros pétrin à cause de sa révolution d'hydrocarbures non conventionnels en Amérique du Nord.
L'éminent géologue, qui étudie les ressources énergétiques du Canada depuis 4 décennies, nous prévient que les opérations de pétrole et de gaz de schiste ont 4 gros défis à relever: les coûts d'investissements à la hausse, un rendement inégal et une empreinte environnementale croissante, le tout menant vers un épuisement rapide (de la ressource).
"Le gaz de schiste peut continuer à prendre de l'ampleur, mais seulement avec des coûts plus élevés, et cette croissance exigera une série de forages en escalade accompagnée de coûts financiers collatéraux et environnementaux - et sa durabilité à long terme est très discutable," prédisait Hugues il y a 2 ans de cela.
Des données économiques récentes sur l'industrie cueillies de Bloomberg, Energy Analyst et même International Energy Agency démontrent que Hugues visait juste.
Les mauvaises nouvelles économiques du schiste, un roc dense qui se trouve à 2 ou 3 kilomètres sous terre, viennent de plusieurs sources clés.
Des prêts incessants
La première alerte sonna en 2013 dans un rapport de Virendra Chauhan, un analyste d'Energy Aspects de Londre l'an passé.
"L'autre histoire du schiste" rapportait que les taux d'épuisement des puits de schiste, produisant soit du pétrole ou du schiste, étaient si importants que les compagnies devaient constamment emprunter plus d'argent pour forer encore plus de puits.
Chauhan avait constaté que les payements sur les intérêts sur des dettes de 35 compagnies de schiste comptaient pour 40% de leur production non conventionnelle et accaparaient une part de plus en plus grande de leurs revenus.
"Par la nature même des puits de schiste, qui ont des taux de déclin élevés, font que le besoin de constamment réserver du capital pour les forages exploratoires afin de maintenir et accroitre les volumes de production," explique Chauhan.
"Il en résulte que les dépenses moyennes de Capex (dépenses d'investissement) pour les 35 compagnies étudiées qui serviraient de guide pour l'industrie équivalent à $50 par baril de pétrole (BOE) sur les dernières 5 années, durant une période de temps que leurs revenus par BOE étaient en moyenne de $51.5."
Le cash flow était dans le négatif soutenu pour les compagnies que Chauhan a étudié depuis 2007.
"La révolution du schiste n'est pas une panacée qui offre une extension sans fin du paradigme de la croissance, et c'est important de comprendre cela pour éviter le potentiel d'une déception aiguë des réserves globales du futur," conclut Chauhan.
Le pic de la production
Ensuite les commentaires d'Arthur Berman, un géologue de Houston dans une entrevue pour OilPrice.com.
L'éminent analyste remarquait que la production du schiste avait atteint un sommet dans la plupart des régions exploitées (les formations étaient supposées de produire pendant des décennies), et que les compagnies dépensaient plus d'argent qu'elles gagnaient parce que la surproduction avait fait baisser le prix du gaz.
Sans des prix plus élevés pour le gaz naturel, il prédisait que "le boom du gaz de schiste n'est pas soutenable."
Il disait que les compagnies et les gouvernements avaient trop loué le potentiel des schistes parce que "c'est tout ce qui reste au monde. Soyons francs: ce sont véritablement des rocs réservoirs terribles et c'est pourquoi nous avons attendu tout ce temps après que toutes les autres sources attirantes soient épuisées avant de les développer."
Il pensait aussi que la folie du gaz naturel liquéfié n'était pas basée sur de vrais estimés des réserves ou en vrais dollars. "Cela m'étonne de voir que les génies derrière les exportations de gaz prennent pour acquis que les conditions d'affaires qui ont abouties en bons prix outre-mer resteront tels quels jusqu'à ce qu'ils finissent de construire leurs installations d'exportation," dit-il.
Des recettes qui se font attendre
Les commentaires de Berman étaient suivi par une analyse pointilleuse de Ruud Weijermars, un consultant énergétique hollandais dans la publication Oil and Gas Journal. Weijermars avait un regard sobre et critique de la destinée financière des projets de gaz de schiste aux aéroports des É.-U.
Au début du boom du gaz de schiste en 2006, Chesapeake Energy avait approché l'aéroport Dallas Fort Worth Airport (DFWA). La compagnie voulait forer 330 puits et fracturer les schistes du Barnett en dessous.
La DFWA a négocié un boni à la signature de la location de 18,543 acres et des redevances de 25% sur les revenus bruts des ventes.
Mais Chesapeake avait surestimé la quantité de gaz dans le sous-sol et sous-estimé les coûts pour l'extraire. Non seulement est-ce que la compagnie semblerait avoir provoqué des séismes avec ses puits d'injections, mais a dû repenser son équipement avec des moteurs électriques pour ne pas être un risque de sécurité à l'aéroport.
Finalement, Chesapeake a seulement foré la moitié des puits qu'elle prévoyait forer à un coût de $7,21 par mille pieds cubes (Mcf) pour un marché qui offrait $4,23 Mcf. L'aéroport a fait de l'argent, mais Chesapeake a perdu $316 millions.
"Les résultats projetés du projet de développement du gaz de schiste de la DFWA est exemplaire pour les profits manquants suite aux investissements dans les champs d'exploitation du gaz de schiste des É.-U.," finit par conclure l'analyste hollandais.
"Finalement, l'approche permissive des régulateurs et des financiers et leur négligence de remarquer les signes avertisseurs des faibles principes de base sont typiquement ceux des bulles d'investissements gonflés, comme on l'a vu dernièrement durant la bulle des dot-com et du scandale immobilier. La bulle du gaz de schiste sera probablement la prochaine à éclater."
Les forages en série
Vient ensuite une autre évaluation du Oxford Institue for Energy Studies qui donne beaucoup à réfléchir.
L'analyste Ivan Sandrea remarque que les dépenses d'investissement dans le schiste non conventionnel ont passé de $5 milliards en 2005 à $80 milliards en 2013, plus $200 milliards en fusions (d'entreprises).
Mais la prospérité n'est pas venue comme on l'espérait: "Les dépréciations affiliées par plusieurs des plus importants joueurs dans le schiste approchent maintenant $35 milliards, ce qui laisse penser que certaines de ces développements n'atteindront pas les premières attentes techniques et d'affaires."
Sandrea ajoute que l'industrie a trouvé très peu d'endroits idéaux (sweet spots). "Dans l'ensemble, l'expérience cumulative des forages démontre que ces développements peuvent être importants en étendue, mais pas nécessairement de façon continuelle ou d'une échelle homogène; il y a des endroits où la performance d'un puits est forte et de façon répétitive à l'intérieur de chaque développement, dont certains sont meilleurs que d'autres, mais pour plusieurs compagnies, le seuil de rentabilité et les imprévus sont élevés."
L'un des principaux problèmes est l'épuisement rapide (de la ressource) ce qui oblige les forages en série: "Mais qui peut, ou veut, financer le forage de millions d'acres et des centaines de milliers de puits à perte continuellement?"
Le mois passé, Bloomberg, le journal financier, avait rapporté que la dette courante de 61 foreurs de gaz de schiste a doublé pour atteindre $163,6 milliards sur 4 ans tandis que leurs revenus a stagné à 5,6%.
"Les foreurs sont pris dans une impasse. Ils doivent continuer à emprunter pour payer pour l'exploration nécessaire pour contrebalancer les déclins sévères de la production qui sont typiques aux puits de schiste," rapporte Bloomberg.
"En même temps, les investisseurs font des pressions auprès des compagnies pour qu'elles fassent des coupures. Les dépenses ont baissées pour 26 des 61 compagnies étudiées. Pour les compagnies qui ne peuvent pas se permettre financièrement de continuer de forer, moins de pétrole extrait veut dire qu'il y a moins d'argent qui entre, ce qui accélère la chute libre financière."
L'une des compagnies étudiées est Quiksilver, propriétaire d'un site potentiel d'une usine de liquéfaction de gaz naturel à Campbell River, en Colombie-Britannique. Les dépenses d'intérêts de la compagnie ont absorbé presque 45% de ses revenus.
Encana, un investisseur majeur dans les développements de schiste gazier en C.-B., a vendu beaucoup de ses propriétés de schiste et a fait des coupures de personnel de 20% à cause de problèmes financiers, dont un ration d'endettement sur fonds propre de 58%. D'autres corporations importantes comme Shell ont diminué leurs actifs en schiste.
L'article de Bloomberg prévient que "le développement du schiste aux É.-U. va faire face à d'importants bouleversements à cause des foreurs qui s'efforcent de tenir le rythme tandis que les dépenses sans fin sont nécessaires pour continuer d'extraire le pétrole et le gaz du sous-sol."
La production du gaz de schiste en C.-B. ressent cette situation économique préoccupante. Tandis que la production des dernières années a augmenté, les revenus sous forme de redevances ont diminués dramatiquement, passant de $1 milliard par année à moins de $200 millions par année pour les propriétaires de la ressource, les gens de la Colombie-Britannique. Pendant ce temps-là, les subventions à l'industrie sous forme de crédits de redevances, de primes d'encouragement pour les infrastructures, une science gratuite et de l'eau gratuite, ont augmentées.
Gare à la ruine
Finalement, il y a l'agence International Energy Agency. Son dernier rapport documente un monde de recettes à la baisse venant des investissements dans l'énergie. Les pétrolières dépensent plus mais les recettes diminuent.
Il ne suggère pas que la production pétrolière ou gazière venant des formations fracturées de schiste nous sortirait du pétrin, ni nous garantit l'indépendance, ou même générer des recettes profitables.
Il prédit plutôt, comme le mentionnait Gail Tverberg, analyste en énergie et finances, dans une entrée de blogue dernièrement, un résultat invraisemblable: "Pouvoir répondre à la demande croissante à long terme en pétrole dépend de plus en plus du Moyen-Orient, une fois la croissance actuelle des ressources hors-OPEP commencera à s’essouffler durant les années 2020."? Quand le journal The Tyee a contacté David Hugues, un universitaire du Post Carbon Institute, il a passé ce commentaire sur les développements économiques récents de l'industrie chargée de dettes:
"Bien que la révolution du schiste ait augmenté temporairement la production pétrolière et gazière de l'Amérique du Nord, il est très douteux qu'elle sera soutenable sur le long terme."
Le battage publicitaire à propos de "l'Amérique Saoudite" et "l'indépendance énergétique" des É.-U. ne se réalisera probablement pas et les Américains seraient bien sage de planifier leur futur énergétique sans l'aubaine d'énergies fossiles venant du schiste, dit-il.
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Ailing Shale Gas Returns Force a 'Drilling Treadmill'
Long-term sustainability of industry is highly questionable, studies show.
By Andrew Nikiforuk, Today, TheTyee.ca
After studying production data from 65,000 wells from 31 different unconventional shale rock formations in 2012, David Hughes predicted big trouble ahead for North America's unconventional hydrocarbon revolution.
The prominent geologist, who has studied Canada's energy resources for four decades, warned that shale gas and tight oil operations shared four big challenges: escalating capital costs, uneven performance and a growing environmental footprint, all followed by rapid depletion.
"Shale gas can continue to grow, but only at higher prices and that growth will require an ever escalating drilling treadmill with associated collateral financial and environmental costs -- and its long term sustainability is highly questionable," predicted Hughes just two years ago.
Recent economic data on the industry from Bloomberg, Energy Analyst and even the International Energy Agency shows that Hughes was bang on.
The tough economic news on shale, a dense rock that lies two to three kilometres underground, comes from a variety of key sources.
Constant borrowing
The first reality check appeared in a 2013 report by Virendra Chauhan, an analyst at London-based Energy Aspects last year.
"The Other Tale of Shale" reported that depletion rates for shale wells, whether producing oil or gas, were so great that companies constantly borrowed more money to drill more wells.
Chauhan found that interest payments on debt for 35 shale firms accounting for 40 per cent of unconventional production increasingly consumed a growing share of their revenue.
"The very nature of shale wells, which exhibit high decline rates, results in the need to constantly allocate capital towards exploration drilling in order to maintain and grow production volumes," explained Chauhan.
"As a result, the average Capex (capital expenditure) spending of the 35 companies analyzed to serve as a guide to the industry has amounted to a staggering $50 per barrel of oil equivalent (BOE) over the last five years, at a time when their revenue per BOE has averaged $51.5."
Cash flow registered a solid negative for the firms Chauhan has looked at since 2007.
"The shale revolution is not a panacea that offers endless extension of the growth paradigm, and it is important to appreciate this to prevent the potential for a sharp disappointment in future global supplies," concluded Chauhan.
Peak production
Next came comments from Arthur Berman, a Houston-based geologist in an interview for OilPrice.com.
The respected analyst noted that shale production had peaked in most fields (the formations were supposed to gush for decades), and that companies were spending more money than they were earning because overproduction had killed gas prices.
Without higher prices for natural gas, he warned that "the shale gas boom is not sustainable."
He said companies and governments had overhyped the potential of shales because "that is all that is left in the world. Let's face it: these are truly awful reservoir rocks and that is why we waited until all the more attractive opportunities were exhausted before developing them."
He also thought the liquefied natural gas craze was not founded on real reserve estimates or real dollars. "It amazes me that the geniuses behind gas export assume that the business conditions that resulted in a price benefit overseas will remain static until they finish building export facilities," he said.
Lagging returns
Berman's comments were followed by a pointed analysis by Ruud Weijermars, a Dutch energy consultant, in the Oil and Gas Journal. Weijermars offered a sobering and critical look at the financial fate of shale gas projects at U.S. airports.
At the beginning of the shale boom in 2006, Chesapeake Energy approached the Dallas Fort Worth Airport (DFWA). It wanted to drill 330 wells and frack the Barnett shales underneath.
The DFWA negotiated a signing bonus for 18,543 acres and a 25 per cent royalty on gross revenues from sales.
But Chesapeake overestimated the amount of gas in the ground and underestimated the cost of extracting it. The company reportedly not only set off earthquakes with its injection wells, but had to retrofit its equipment with electric engines so as not to cause any safety hazards at the airport.
In the end, Chesapeake drilled only half its projected wells at a cost of $7.21 per thousand cubic feet (Mcf) in a market that offered a price of $4.23 Mcf. The airport made money, but Chesapeake lost $316 million.
"The project performance of the DFWA shale gas development project is exemplary for the lagging returns on investment from U.S. shale gas fields," concluded the Dutch analyst.
"All in all, the permissive attitude of regulators and financiers and their neglect of the flagging signs of weak fundamentals are all typical for investment bubble hypes, as seen recently in the dot-com bubble and housing scandal. The shale gas bubble is likely the next one to burst."
Drilling treadmill
The Oxford Institute for Energy Studies followed with another sobering assessment.
Analyst Ivan Sandrea noted that capital expenditures in unconventional shale and tight oil plays had increased from $5 billion in 2005 to $80 billion by 2013, along with $200 billion in mergers.
But the prosperity did not flow as predicted: "Related write-downs by several of the largest shale players are now approaching $35 [billion], suggesting that some of these plays will not meet original technical and business expectations."
Sandrea added that industry had found few sweet spots. "Overall, the cumulative drilling experience shows that these plays may be large in extent, but are not necessarily continuous or homogenous in scale; there are patches of strong well performance and repeatability within each play, some of which are better than others, but break evens still remain high and unpredictable for many companies."
One of the key problems was rapid depletion forcing a drilling treadmill: "But who can, or will want to, fund the drilling of millions of acres and hundreds of thousands of wells at an ongoing loss?"
Last month Bloomberg, the financial paper, reported that the debt carried by 61 shale gas drillers doubled to $163.6 billion over four years while revenue stagnated at 5.6 per cent.
"Drillers are caught in a bind. They must keep borrowing to pay for exploration needed to offset the steep production declines typical of shale wells," reported Bloomberg.
"At the same time, investors have been pushing companies to cut back. Spending tumbled at 26 of the 61 firms examined. For companies that can't afford to keep drilling, less oil coming out means less money coming in, accelerating the financial tailspin."
One of the companies studied included Quicksilver, which owns a potential LNG plant site in Campbell River, British Columbia. The company's interest expenses gobbled up almost 45 per cent its revenue.
Encana, a major investor in shale gas plays in B.C., has sold off many shale assets and recently cut staff by 20 per cent due to financial difficulties including an unhealthy debt to equity ratio of 58 per cent. Other major corporations such as Shell have downgraded shale assets.
The Bloomberg article warned that "the U.S. shale patch is facing a shakeout as drillers struggle to keep pace with the relentless spending needed to get oil and gas out of the ground."
Shale gas production in B.C. reflects these worrisome economics. While production in recent years has increased, income in the form of royalties has dramatically declined from $1 billion a year to less than $200 million a year for the resource owner, British Columbians. Meanwhile, industry subsidies in the form of royalty credits, infrastructure incentives, free science and free water have increased.
Brace for bust
Lastly comes the International Energy Agency. Its latest report documented a world of diminishing returns for energy investments. Big Oil is spending more but getting less in return.
It did not suggest that oil or gas production from fracked shale formations would save the day, guarantee independence or even deliver profitable returns.
It predicted, as energy and financial analyst Gail Tverberg highlighted in a recent blog post, an unlikely outcome: "Meeting long-term oil demand growth depends increasingly on the Middle East, once the current rise in non-OPEC supply starts to run out of steam in the 2020s." ?When contacted by The Tyee, David Hughes, a fellow of the Post Carbon Institute, offered this comment on recent economic developments for the debt-ridden industry.
"Although the shale revolution has temporarily increased North American oil and gas production, its longer term sustainability is highly questionable."
The hype about "Saudi America" and U.S. "energy independence" is unlikely to be realized and North Americans would be well-advised to plan their energy future in the absence of a fossil fuel bonanza from shale, he said. [Tyee]
Link: http://thetyee.ca/News/2014/06/27/Shale-Gas-Drilling-Treadmill/
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