Les volumes d’hydrocarbures conventionnels découverts en 2016 ont baissé de 25 % par rapport à l’année précédente.
Année après année, le constat se répète depuis 2013 : les compagnies pétrolières trouvent de moins en moins de pétrole et de gaz . Selon les premières estimations publiées par le cabinet Wood Mackenzie, les volumes d’hydrocarbures conventionnels découverts sont tombées à 11,6 milliards de barils équivalent pétrole en 2016. Soit une baisse de 25% par rapport à ceux de l’année précédente (ré-estimés à 15,5 milliards de barils), pour un nombre de découvertes en chute d’environ 40% en un an, a calculé l’IFP EN dans son rapport annuel sur le sujet qui vient d’être publié. Un niveau très faible comparé à ceux atteints en 2005 (59 milliards de barils) ou en 2010 (42,8 milliards).
Ces estimations s’entendent toutefois hors gaz et pétrole de schiste, qui pourraient nuancer le constat : l’an dernier, c’est dans ce domaine qu’a été effectué la plus grosse découverte au Texas, par la société Apache, avec 15 milliards de barils dont 3 de pétrole (Alpine High). Toute une série d’annonces dans la région ont conduit l’US Geological Survey à réévaluer en novembre ses estimations des réserves dans la formation de Wolfcamp (qui fait partie du Permian, au Texas), à 20 milliards de barils de pétrole.
Dans le conventionnel, « aucune découverte d’importance comparable à celle de Zohr en 2015, au large de l’Egypte, n’a été réalisée en 2016. Et ce, malgré quelques réels succès, notamment en Alaska et en Afrique de l’Ouest », commentent les experts de l’IFP EN. L’an dernier, la plus grosse découverte conventionnelle a été effectué par la petite compagnie spécialisée dans l’exploration Caelus Energy, dans le nord de l’Alaska (North Slope), avec 1,8 milliard de barils récupérables. La société Kosmos a découvert des gisements gaziers géants au large du Sénégal (Guembeul et Teranga), tandis qu’ExxonMobil a trouvé un champ pétrolifère important au large du Nigeria (Owowo), associé à d’autres compagnies dont Total.
Piètres résultats
Ces piètres résultats s’expliquent en partie par la chute des cours du pétrole, qui a conduit les compagnies à couper dans leurs investissements depuis 2014 – en commençant par les moins indispensables. « Les dépenses d’exploration sont tombées à 40 milliards de dollars l’an dernier, contre 100 milliards en 2014 », rappelle Florent Maisonneuve, associé chez AT Kearney. Par ailleurs les campagnes se sont aussi révélées plus décevantes. « Il y a moins de gisements énormes à découvrir », relève Denis Florin, associé chez Lavoisier Conseil.
La tendance pourrait toutefois s’inverser cette année, alors que le cours du brut, tombé à moins de 30 dollars le baril de Brent début 2016, se maintient autour de 55 dollars depuis fin novembre. Andrew Latham, chez Wood Mackenzie, pense que le point bas a été atteint en 2016 -même s’il estime que les dépenses d’exploration vont continuer à baisser, à 35 milliards de dollars en 2017, pour ne remonter qu’en 2018, à 45 milliards. Car l’amélioration de l’efficacité et la déflation a sensiblement réduit le coût des puits d’exploration.
« Dans les 40 principales sociétés d’exploration, le coût net d’un puits a pu tomber à 40 millions de dollars contre 86 millions en 2014 », a indiqué Andrew Latham à l’agence Bloomberg. Total prévoit ainsi de forer 27 puits cette année contre seulement 19 l’an dernier , alors que son budget d’exploration a pourtant baissé de 1,4 à 1,25 milliard de dollars. Wood Mackenzie estime que le nombre de puits forés dans le monde remontera à 500 cette année, après être tombé à 431 en 2016 -trois fois moins que dans les années 2.000.
Avec ecodufaso
