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L'industrie parapétrolière: contexte international 2008 IFP - Novembre 2008

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L'industrie pétrolière et parapétrolière

Contexte international

2008

S. SERBUTOVIEZ, C. SILVA

Direction Économie et Veille

Institut Français du Pétrole

novembre 2008


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Les auteurs

Cette étude a été préparée par la Direction Économie et Veille de l'IFP.

Les membres de la Direction ayant élaboré le contenu de l'étude sont:

- Sylvain Serbutoviez: [email protected] : investissements en exploration

production, géophysique, forage et construction offshore

- Constancio Silva: [email protected] : investissements en exploration -

production, raffinage.


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S O M M A I R E

1 CROISSANCE ÉCONOMIQUE ET CONTEXTE PÉTROLIER...................................................... 8 1.1 TENDANCES ÉCONOMIQUES GÉNÉRALES.................................................................................... 8 1.2 ÉVOLUTION À COURT TERME DE LA DEMANDE ET DE L'OFFRE DE PÉTROLE.................................... 9 1.3 CONTEXTE PÉTROLIER ............................................................................................................ 10

2 L'EXPLORATION-PRODUCTION ............................................................................................... 13 2.1 LES INVESTISSEMENTS EN EXPLORATION-PRODUCTION, E&P.................................................... 13 2.2 SECTEUR DE LA GÉOPHYSIQUE................................................................................................ 21

2.2.1 Activité mondiale.............................................................................................................. 21 2.2.2 Le marché de la géophysique (acquisition, traitement et équipements) ......................... 25

2.3 SECTEUR DU FORAGE ............................................................................................................. 30 2.3.1 Activité mondiale 2006-2007: ralentissement de la croissance....................................... 30 2.3.2 Chiffre d'affaire de l'activité forage................................................................................... 35

2.4 SECTEUR DE LA CONSTRUCTION D'ÉQUIPEMENTS DE PRODUCTION OFFSHORE ........................... 39 2.4.1 Activité de construction en mer: forte activité sur 2006 et 2007...................................... 39 2.4.2 Chiffre d'affaire de l'activité .............................................................................................. 44

2.5 CONCLUSION.......................................................................................................................... 48 3 LE RAFFINAGE ........................................................................................................................... 49

3.1 INTRODUCTION ....................................................................................................................... 49 3.2 TENSIONS SUR LES CAPACITÉS DE RAFFINAGE ET DISPARITÉ DES SITUATIONS PAR ZONES .......... 51 3.3 DÉTÉRIORATION DES MARGES DE RAFFINAGE........................................................................... 54 3.4 RÉSULTATS NETS EN BAISSE ET RECRUDESCENCE DES OPÉRATIONS DE CESSIONS/ACQUISITIONS 57

3.4.1 Évolution des résultats nets des sociétés........................................................................ 57 3.4.2 Opérations de fusions/acquisitions .................................................................................. 59

3.5 HAUSSE DES DÉPENSES DANS L’INDUSTRIE DU RAFFINAGE, MAIS............................................... 62 3.6 MULTIPLICATION DES ANNONCES DE PROJETS .......................................................................... 64 3.7 DEMANDE DE PRODUITS PÉTROLIERS ET FUTURS PROJETS ....................................................... 69


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FIGURES ET TABLEAUX FIGURE 1: INVESTISSEMENTS MONDIAUX EN E&P ...................................................................................... 15 FIGURE 2: INVESTISSEMENTS MONDIAUX EN E&P –RÉPARTITION PAR RÉGIONS EN % DU TOTAL .................. 17 FIGURE 3: MOYENNE ANNUELLE DE L'ACTIVITÉ SISMIQUE SUR LA PÉRIODE 2000 À 2008.............................. 21 FIGURE 4: ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ SISMIQUE ONSHORE SUR LA PÉRIODE 2004 À 2008............................. 22 FIGURE 5: ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ SISMIQUE OFFSHORE SUR LA PÉRIODE 2004 À 2008 ........................... 22 FIGURE 6: RÉPARTITION MONDIALE DE L'ACTIVITÉ SISMIQUE 2007 .............................................................. 24 FIGURE 7: ÉVOLUTION DU CHIFFRE D'AFFAIRES DU MARCHÉ DE LA GÉOPHYSIQUE........................................ 26 FIGURE 10: NOMBRE TOTAL DE PUITS FORÉS DANS LE MONDE.................................................................... 30 FIGURE 11: ACTIVITÉ DE FORAGE AUX ÉTATS-UNIS ................................................................................... 31 FIGURE 12: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DE L'ACTIVITÉ DE FORAGE ONSHORE EN 2007 ............................ 32 FIGURE 13: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DE L'ACTIVITÉ DE FORAGE OFFSHORE EN 2007........................... 33 FIGURE 14: TAUX D'UTILISATION DES APPAREILS DE FORAGE OFFSHORE..................................................... 34 FIGURE 15: TAUX DE LOCATION DES PLATES-FORMES DE FORAGE EN MER (EN MILLIERS DE $ US/J)............. 35 FIGURE 16: MARCHÉ DU FORAGE ONSHORE ET OFFSHORE, ESTIMATION 2008 ET PRÉVISIONS 2009 ............ 36 FIGURE 17: CONSTRUCTIONS EN MER ....................................................................................................... 39 FIGURE 18: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DES PLATES-FORMES FIXES CONSTRUITES EN 2007 ................... 40 FIGURE 19: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DES PROJETS DE PLATES-FORMES FIXES PANIFIÉS EN 2008 ........ 41 FIGURE 20: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DES PLATES-FORMES FLOTTANTES CONSTRUITES EN 2007 ......... 42 FIGURE 21: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DES INSTALLATIONS SOUS-MARINES CONSTRUITES EN 2007 ....... 43 FIGURE 22: MARCHÉ DE L'INGÉNIERIE, ÉQUIPEMENTS ET CONSTRUCTIONS EN MER ..................................... 45 FIGURE 23: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉ DE RAFFINAGE DANS LE MONDE........................................ 51 FIGURE 24: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉ DE RAFFINAGE AUX ÉTATS-UNIS....................................... 52 FIGURE 25: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉ DE RAFFINAGE EN ASIE-PACIFIQUE................................... 53 FIGURE 26: ÉVOLUTION DES MARGES DE RAFFINAGE COMPLEXES MENSUELLES ET ANNUELLES (EN $/B)....... 56 FIGURE 27: RÉSULTATS NETS DES SOCIÉTÉS POUR LE SECTEUR RAFFINAGE DISTRIBUTION (MILLIONS DE $) . 58 FIGURE 28: HISTORIQUE DES DÉPENSES MONDIALES DE L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE (MILLIARDS DE $)......... 63 FIGURE 29: NOUVELLES RAFFINERIES PAR RÉGIONS. PHASE 2: CONCEPTION - INGÉNIERIE – CONSTRUCTION 66 FIGURE 30: NOUVELLES RAFFINERIES ET EXTENSIONS DE CAPACITÉS DE DISTILLATION:............................... 67 FIGURE 31: RAFFINERIES NOUVELLES ET EXTENSION PAR PHASE DE DÉVELOPPEMENT ................................ 68 FIGURE 32: NOUVELLES RAFFINERIES ET EXTENSIONS DE CAPACITÉS DE DISTILLATION:.............................. 68 FIGURE 33: DEMANDE INCRÉMENTALE ET PROJETS ENTRE 2007 ET 2013 - NOUVELLES RAFFINERIES ET

EXTENSIONS PAR PHASE DE DÉVELOPPEMENT................................................................................... 70 FIGURE 34: PROJETS DE CONVERSION PAR RÉGION - PHASE 2: CONCEPTION, INGÉNIERIE, CONSTRUCTION. 71 FIGURE 35: PROJETS DE CONVERSION PAR ANNÉE PHASES 1 ET 2 ENTRE 2008 - 2013.............................. 72 TABLEAU 1: CROISSANCE EN VOLUME DU PIB (VARIATIONS EN %)................................................................ 8 TABLEAU 2: DEMANDE, OFFRE ET VARIATIONS DES STOCKS PÉTROLIERS MONDIAUX (EN MB/J)....................... 9 TABLEAU 3: PARTS DE MARCHÉ DES FOURNISSEURS D'ACQUISITIONS TRAITEMENTS ET D'ÉQUIPEMENTS....... 29 TABLEAU 4: PRINCIPALES COMPAGNIES DANS LE SECTEUR DU FORAGE À TERRE ......................................... 37 TABLEAU 5: PRINCIPALES COMPAGNIES DANS LE SECTEUR DU FORAGE OFFSHORE...................................... 38 TABLEAU 6: PARTS DE MARCHÉ DES SOCIÉTÉS DU SECTEUR DE LA CONSTRUCTION OFFSHORE .................... 47 TABLEAU 7: ÉVOLUTION DES INVESTISSEMENTS ET PRINCIPAUX MARCHÉS PARAPÉTROLIERS ....................... 48 TABLEAU 8: MARGES DE RAFFINAGE COMPLEXES (MOYENNE ANNUELLE EN $/B).......................................... 55 TABLEAU 9: RÉSULTATS NETS DES SOCIÉTÉS POUR LE SECTEUR RAFFINAGE DISTRIBUTION (MILLIONS DE $) . 57 TABLEAU 10: DÉPENSES MONDIALES DE L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE (MILLIARDS DE G$) ............................. 63 TABLEAU 11: NOUVELLES RAFFINERIES – CAPACITÉS DE DISTILLATION: ...................................................... 65 TABLEAU 12: EXTENSIONS DE RAFFINERIES – CAPACITÉS DE DISTILLATION - PHASE 2: CONCEPTION,

INGÉNIERIE, CONSTRUCTION............................................................................................................ 66 TABLEAU 13: PROJETS DE CONVERSION PAR RÉGION - PHASE 2: CONCEPTION, INGÉNIERIE, CONSTRUCTION

...................................................................................................................................................... 71


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ANNEXE FIGURES FIG A 1: ÉVOLUTION DU PRIX DU PÉTROLE AU 14/10/2008*....................................................................... 75 FIG A 2: ÉVOLUTION DES PRIX DU GAZ HENRY HUB – EN DOLLARS COURANTS ........................................... 75 FIG A 3: VARIATION DE LA DEMANDE PÉTROLIÈRE..................................................................................... 76 FIG A 4: INVESTISSEMENTS MONDIAUX EN EXPLORATION - PRODUCTION .................................................... 76 FIG A 5: NOMBRE D'ÉQUIPES SISMIQUES EN ACTIVITÉ DANS LE MONDE ...................................................... 77 FIG A 6: RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DE L'ACTIVITÉ SISMIQUE 2007 ....................................................... 77 FIG A 7: MARCHÉ DE LA SISMIQUE............................................................................................................ 78 FIG A 8: NOMBRE TOTAL DE PUITS FORÉS DANS LE MONDE ....................................................................... 78 FIG A 9: NOMBRE DE PUITS FORÉS À TERRE: ............................................................................................ 79 FIG A 10: NOMBRE DE PUITS FORÉS EN MER ............................................................................................. 79 FIG A 11: NOMBRE D'APPAREILS DE FORAGE EN ACTIVITÉ DANS LE MONDE................................................ 80 FIG A 12: ACTIVITÉ DE FORAGE AU ÉTATS UNIS ........................................................................................ 80 FIG A 13: TAUX D'UTILISATION DES PLATES-FORMES DE FORAGE EN MER .................................................. 81 FIG A 14: TAUX DE LOCATION DES PLATES-FORMES DE FORAGE EN MER ................................................... 81 FIG A 15: MARCHÉ DU FORAGE................................................................................................................ 82 FIG A 16: CONSTRUCTIONS ET PROJETS EN MER....................................................................................... 82 FIG A 17: MARCHÉ DE L'INGÉNIERIE, ÉQUIPEMENTS ET CONSTRUCTIONS EN MER ....................................... 83 FIG A 19: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉS DE RAFFINAGE - MONDE .................................................. 84 FIG A 20: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉS DE RAFFINAGE – ÉTATS-UNIS .......................................... 84 FIG A 21: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉS DE RAFFINAGE - EUROPE................................................. 84 FIG A 22: DEMANDE PÉTROLIÈRE ET CAPACITÉS DE RAFFINAGE – ASIE-PACIFIQUE.................................... 85 FIG A 23: ÉVOLUTION DE LA MARGE DE RAFFINAGE COMPLEXE- MOYENNE MENSUELLE .............................. 85 FIG A 24: INVESTISSEMENTS EN RAFFINAGE (G$) ..................................................................................... 85 FIG A 25: TAUX D'UTILISATION DES CAPACITÉS DE RAFFINAGE .................................................................. 86


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AVANT-PROPOS

Les compagnies pétrolières réalisent rarement elles-mêmes les importants travaux entrepris

dans le cadre de leurs investissements ou de l'exploitation de leurs installations; elles

agissent le plus souvent en maître d'œuvre, ouvrant ainsi un large marché d'équipements, de

services et d'ingénierie, sur lequel interviennent de nombreuses sociétés de tailles très

variables, constituant ensemble l'industrie parapétrolière.

Ce document dresse un panorama du contexte pétrolier international en trois parties

distinctes, pour l'année 2007, les trois premiers semestres de 2008 et fournit des éléments

de tendance pour l'année 2009.

� La première partie est consacrée à une description rapide du contexte pétrolier et de

l'environnement économique dans lequel il se développe.

� La deuxième examine l'évolution des investissements mondiaux dans les activités

d'exploration-production (E&P) en distinguant les investissements engagés par les

compagnies pétrolières et parapétrolières dans toute la chaîne E&P et ceux plus ciblés de

trois secteurs spécifiques: la sismique, le forage et la construction d'équipements de

production offshore. Ces marchés sont observés exclusivement à partir des compagnies

parapétrolières.

� La dernière partie est consacrée aux investissements dans le secteur du raffinage en

mettant l'accent sur l'évolution des fondamentaux notamment sur l'équilibre entre capacités

de raffinage et demande pétrolière à moyen terme. Cette dernière analyse concerne aussi

bien les compagnies pétrolières que parapétrolières.


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LE CONTEXTE INTERNATIONAL


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1 Croissance économique et contexte pétrolier

1.1 Tendances économiques générales

La croissance économique en 2007 reste ferme proche des valeurs de 2006. Le PIB

mondial enregistre une croissance de 5.0% en 2007 soit une diminution de 0.1 point par

rapport à 2006. Le cycle de croissance rapide amorcé en 2002 se poursuit encore en 2007.

Cette progression reste inégalement répartie et se situe principalement dans les pays

émergents, notamment en Chine et en Inde.

Tableau 1: Croissance en volume du PIB (variations en %)

2006 2007 2008(e) 2009(p)

Monde 5.1 5.0 3.7 2.2

États-Unis 2.8 2.0 1.4 -0.7

Union Européenne 3.3 3.1 1.5 -0.2

Chine 11.6 11.9 9.7 8.5

Source : FMI ; (e) estimation, (p) prévision

2008 sera l'année de rupture du cycle de croissance. Celle-ci devrait ralentir sensiblement

pendant la deuxième partie de l'année, conséquence de la crise financière qui s'étend à

toutes les régions du monde. Selon les prévisions du FMI (novembre 2008) la croissance

mondiale devrait s'établir à 3.7% soit une diminution de 1.3 points en un an. Une nouvelle

révision à la baisse n'est pas à exclure selon l'institution internationale. Après une année

2007 relativement morose (avec un taux de croissance de 2.0%) l'économie américaine

s'enfonce dans la crise avec une croissance de 1.4% soit 0.6 de moins que l'année

précédente. Les autres pays industrialisés devraient également voir un ralentissement

sensible de leurs économies. Le FMI prévoit pour l'ensemble des pays industrialisés une

croissance de 1.4% contre 2.6% en 2007

Les pays émergents et en développement devraient également subir les effets de la

conjoncture générale. Un net fléchissement de l'économie de ces pays de 1.4 points est

attendu avec une croissance s'établissant à 6.6% en 2008 contre 8.0% en 2007.

En 2009 l'économie mondiale devrait s'installer dans la récession. Une diminution de la

croissance est attendue. Selon les prévisions du FMI elle s'établirait à 2.2% soit un

fléchissement de 1.5 points par rapport à la période précédente. La croissance des pays


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industrialisés serait négative s'établissant à -0.8%. Les prévisions pour les États-Unis et la

zone Euro tablent sur -0.8% et -0.7% respectivement en 2009. La Chine et l'Inde avec

respectivement 8.5% et 6.3% restent le moteur de la croissance mondiale malgré un très net

ralentissement.

La situation reste très incertaine au moment de l'élaboration de ce rapport. La crise

financière continue de s'aggraver et sa propagation sur l'économie réelle se concrétise

chaque jour davantage. Malgré les mesures énergiques mises en place par les

gouvernements pour rétablir la confiance des investisseurs aucun signe visible de

redressement n'est apparu. Selon les analystes du FMI le redressement ne devrait

commencer que fin 2009 et s'amplifier en 2010.

1.2 Évolution à court terme de la demande et de l'offre de pétrole

La croissance de la demande mondiale de pétrole ralentit progressivement chaque année

depuis 2004. En 2007, la demande augmente de +1.0 Mb/j la plus faible progression depuis

2002. En 2008, l'augmentation de la demande ne devrait être que de +0.7 Mb/j. Les

prévisions ont été sensiblement revues à la baisse puisqu'il y a un an l'AIE estimait une

croissance de +1.5 Mb/j et de +2.2 Mb/j pour 2007 et 2008 respectivement.

Le ralentissement de la demande en 2007 et surtout en 2008 est très sensible en Amérique

du Nord et en Europe. La demande baisse de 0.7 Mb/j en Amérique du Nord en 2008 et se

maintient en Europe. Ces deux zones représentent 46% de la demande mondiale en 2008.

La Chine, le Moyen Orient et l'Amérique Latine maintiennent la pression sur la demande.

Tableau 2: Demande, offre et variations des stocks pétroliers mondiaux (en Mb/j)

2005 2006 2007 2008 (p) 2009 (p)

Demande mondiale 84.0 85.1 86.1 86.8 87.6

Variation [n - (n-1)] +1.7 +1.1 +1.0 +0.7 +0.8

Offre mondiale 84.7 85.5 85.6 86.9* -

Variation [n - (n-1)] +1.5 +0.8 +0.1 - -

Variations des Stocks +0.7 +0.4 -0.5 - -

Source : Oil Market Report (AIE) ; (p) : prévision *moyenne des deux premiers trimestres

Pour 2009, les prévisions tablent sur une progression proche de celle de 2008 (+0.8 Mb/j)

avec une diminution en Amérique de Nord (-0.4 Mb/j) et en Europe (-0.1 Mb/j). Comme en

2008, la demande devrait être soutenue par les mêmes pays, notamment par la Chine dont

la demande augmentera de 5.0 Mb/j en 2009.


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L'année 2007 présente également un ralentissement de l'offre mondiale de pétrole qui passe

de 85.5 Mb/j en 2006 à 85.6 Mb/j en 2007, soit 0.1 Mb/j supplémentaire. Ainsi l'offre

mondiale s'établit en 2007 à un niveau inférieur à la demande, un recours aux stocks de

pétrole étant nécessaire. Les prévisions pour 2008 tablent sur une nette reprise de l'offre

pétrolière puisqu'il est prévu une augmentation de 1.3 Mb/j.

1.3 Contexte pétrolier

Depuis la fin des années 90, le contexte pétrolier reste marqué par la hausse continue du

prix du baril, battant record après record et s'approchant de la barre symbolique des 150

US$/b pour finalement atteindre 141.9 US$ début juillet de cette année (Brent, cotation

Rotterdam en moyenne hebdomadaire). Après cette date, l'effondrement du prix a été brutal

perdant quasiment 100 $/b en quelques mois. La tendance étant encore à la baisse le prix

risque bientôt de franchir la barre des 50 $/b.

La hausse du prix du brut jusqu'à mi-2008 s'explique en premier lieu par la persistance

d'une réelle tension entre l'offre et la demande.

� D'une part, les besoins en énergie, et notamment en hydrocarbures, ont continué de

progresser à un rythme soutenu pendant de nombreuses années en raison du dynamisme

de la croissance économique qui permet aux populations des pays émergents de s'équiper

en biens énergivores et des prix administrés (fiscalité, subventions) qui amortissent les

variations du prix du brut.

� D'autre part, l'offre peine à suivre, pour des raisons tant géologiques que politiques:

dans les pays ouverts aux compagnies internationales, l'accroissement des capacités de

production oblige à exploiter des gisements nécessitant des technologies pointues; là où les

sous-sols sont les plus prometteurs, la tendance au nationalisme en matière de politique

pétrolière et gazière retarde ou limite les investissements.

Dans ce contexte de croissance économique et de tensions sur le marché du brut, de

nouvelles hausses des cours seraient à moyen terme vraisemblablement nécessaires pour

réconcilier production et consommation.

A court terme, divers facteurs conjoncturels ont alimenté la forte volatilité des prix et

continueront probablement -quelque soit la conjoncture économique- d'exercer leurs effets.

• incidents récurrents dans le raffinage : comme en 2007 et en 2008, les problèmes

techniques se sont succédés dans les raffineries, notamment aux États-Unis.


11

• les aléas climatiques : depuis le traumatisme causé par le passage de Rita et Katrina

en 2005, l'activité cyclonique est suivie très attentivement de juillet à septembre et les

primes de risque gonflent et se dégonflent au fur et à mesure que les ouragans

s'approchent ou s'éloignent. Dans un autre registre, les températures hivernales

constituent une source importante d'incertitude.

• politique de l'OPEP : la stratégie de l'OPEP, ou plutôt le rapport de force entre les

stratégies au sein de l'OPEP, est la principale source d'incertitude structurelle sur le

marché pétrolier. Faut-il ouvrir ou fermer le robinet pour réguler le prix du brut?�L'organisation a réussi à restaurer ses capacités excédentaires en 2007 et en 2008 et

ainsi a diminuer la prime de risque -recréant un matelas de sécurité-, mais au prix

d'une politique de quotas contraignante�et sans succès sur l'évolution du prix du brut��

La vraie question porte sur la stratégie d'investissement dans de nouvelles capacités

des pays producteurs.

• croissance économique et crise du "sub-prime" : la crise du crédit aux États-Unis a

mis en évidence une certaine fragilité dans la croissance économique. Le principal

risque baissier était il y a quelques mois le prolongement et l'aggravation de la crise

financière. On y est.

Après mi-2008, la situation économique est bouleversée. La crise financière empire, s'étend

en quelques mois sur les autres régions du monde et affecte directement l'économie réelle.

Les prévisions macroéconomiques sont revues à la baisse: d'abord le FMI qui tablait sur une

croissance mondiale de 2.2% pour 2009 réduit ses prévisions de 0.8%, ensuite l'OCDE qui

confirme une diminution de l'activité économique aux États-Unis, dans la zone euro et au

Japon de 0.9%, 0.5% et 0.1% respectivement.

L'AIE de son côté réajuste régulièrement à la baisse les prévisions de demande de pétrole.

La semaine dernière l'agence a réduit de 700 000 b/j la demande prévue pour 2009 et révisé

à la baisse de 300 000 b/j celle de 2008. Il est fort probable que de nouvelles révisions aient

lieu.

La baisse de la demande pétrolière aux États-Unis et en Europe a été la conséquence des

prix élevés des produits pétroliers et de la conjoncture économique qui commençait à

montrer des signes de faiblesse, notamment aux États-Unis. L'affaissement de la demande a

provoqué la baisse du prix du brut qui s'est accentué par le déclenchement de la crise

financière et son impact sur les indicateurs économiques. Une nouvelle conjoncture qui

menace de plus en plus la demande à court terme.


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Dans ce contexte les tensions offre-demande auront tendance à diminuer du moins à court

terme: par un excès d'offre face à une demande affaiblie. Les investissements,

indispensables en vue d'une reprise prochaine de la demande, risquent d'en pâtir. Non

seulement la crise du crédit joue en défaveur du maintien des investissements mais la

réduction des revenus des pays exportateurs –grands investisseurs- risque de ralentir

sensiblement la réalisation de leurs projets industriels. Les pays émergents, principale force

de demande et d'investissement semblent à leur tour touchés par la crise. En outre les

compagnies pétrolières avec un baril en dessous de 60 $ seront tentées de réduire leurs

investissements ou de les retarder. Du moins le temps que durera la spirale baissière

actuelle. Il est plus raisonnable de penser que le prix du pétrole oscillera entre 60 $/b et 80

$/b dans les mois à venir, c'est du moins ce que semblent croire le FMI, l'AIE et le DOE: le

premier a réajusté son prix à 68$/b pour 2009, l'AIE à 80 $/b et le DOE l'estime entre 60 et

65 $/b.

Au delà du court terme, l'effondrement du prix du pétrole devrait être stoppé. Cela dépendra

dans un premier temps et rapidement de l'impact des politiques de réduction de la production

de l'OPEP. Par la suite et en fonction de l'évolution de la conjoncture économique, la

demande devrait repartir à la hausse dans un premier temps dans les pays émergents. La

question est combien de temps la crise durera-t-elle.


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2 L'exploration-production

2.1 Les investissements en exploration-production, E&P

En 2007, les investissements mondiaux en exploration-production poursuivent leur

progression atteignant 330 G$ soit une croissance de 18% sur l'année. C'est un rythme

moins soutenu que par le passé mais supérieur à la prévision effectuée l'année précédente.

L'estimation pour 2007 s'appuyant sur des budgets prévisionnels tablait sur une

augmentation de 13% des investissements; les chiffres définitifs affichent dorénavant une

augmentation de 18%.

Comme lors des périodes précédentes, en 2007 l'environnement demeure favorable au

développement de l'activité d'E&P avec une demande soutenue de pétrole, des tensions sur

les capacités pétrolières et des prix élevés du pétrole - le prix du baril de Brent a atteint plus

de 65 $ en moyenne sur l'année comparé à 55$ en 2005. A ces facteurs s'ajoutent des

éléments qui enflent le niveau des investissements sans pour autant contribuer à

l'augmentation de l'activité industrielle: la hausse des prix des matières premières, l'inflation

des coûts des services, la disponibilité insuffisante d'équipements, la pénurie de personnel

qualifié et l'inflation des salaires qui en découle, se traduisent par une hausse sensible des

coûts de projets.

Les facteurs de coûts contribuent, à l'inverse des tensions offre-demande, à un

ralentissement de l'activité provoquant des goulots d'étranglement dans le processus

industriel. Ces phénomènes souvent mal ou peu anticipés conduisent à une dégradation de

la rentabilité des projets et à une certaine méfiance des opérateurs poussant à la recherche

croissante d'économies d'échelles et corrélativement à une augmentation de la taille et

complexité des projets, provoquant à son tour des retards au niveau des processus de

décision.

En termes d'investissements, les principales augmentations sont à mettre à l'actif de

l'Amérique Latine et surtout de la Russie et de la Chine, qui voient leurs dépenses

augmenter de 24% et de 38% respectivement pour atteindre 51 G$ et 62 G$. La Mer du

Nord enregistre la progression la plus faible.

En Amérique du Nord, le ralentissement des dépenses est très marqué. Après une

augmentation spectaculaire en 2006, la progression n'est plus que de 11% en 2007

atteignant 110 G$. Cette tendance s'explique par un arrêt de certains investissements au

Canada, une baisse de 16%. Aux États-Unis, les investissements affichent également une


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baisse par rapport à l'exercice précédent mais de moindre ampleur: 23% d'augmentation soit

85 G$. Le ralentissement relevé aux États-Unis s'explique par la forte réactivité de ce

marché à l'augmentation continue des coûts de services et notamment des taux de location

journaliers. Au Canada, certaines sociétés parmi les plus importantes décident de diminuer

leurs dépenses en 2007 (Apache Corp, Canadian Natural Resources Ltd, ConocoPhillips,

EnCana Corp, ExxonMobil, Husky Energy Inc, Nexen Inc, Petro-Canada, Talisman Energy).

Les volumes investis réellement ont même diminué par rapport aux prévisions budgétaires.

L'inflation des coûts, les difficultés à trouver de la main d'oeuvre et la volonté affichée de

l'État de l'Alberta de revoir à la hausse la fiscalité autour de l'exploitation des ressources de

sables asphaltiques entraînent le report de nombreux projets.

Le ralentissement des investissements en Amérique du Nord se traduit par une diminution

de la part de cette région dans le total des investissements dans le monde. Largement

majoritaire leur part diminue néanmoins de plus de 2% en une année passant de 35% à

33%.

En Mer du Nord, la croissance des investissements se poursuit en 2007 mais à un rythme

moins soutenu que par le passé. Avec 15% d'augmentation annuelle, ils atteignent 38 G$,

soit 5 G$ de plus qu'en 2006. Cette hausse est à mettre à l'actif de la Norvège qui poursuit

ses activités d'E&P dont les investissements enregistrent une augmentation de 23% en 2007

(en $).

La Russie et la Chine enregistrent une progression supérieure à la moyenne. Avec 30%

d'augmentation les dépenses atteignent 65 G$ en 2007, encouragées en Russie par la

volonté à la fois d'investir pour développer la production, -le but étant de dépasser les 10

Mb/j- et de diversifier les réserves. Les grandes sociétés comme Gazprom, Gazprom Neft

(ex-Sibneft), Lukoil, Rosneft, Surgutneftegaz ou TNK présentent des plans d'investissements

ambitieux dont la progression sur trois ans (2005-2007) fait plus que doubler sur la période.

Cependant l'augmentation la plus forte est à mettre à l'actif de la Chine. Avec 40%

d'augmentation le montant des investissements en 2007 s'élève à 29 G$ en considérant les

quatre principales sociétés chinoises (CNOOC, CNPC, Petrochina et Sinopec). Ce chiffre est

sensiblement supérieur à la prévision de 24 G$ faite un an auparavant.

La part perdue par l'Amérique du Nord dans les investissements mondiaux est récupérée par

la Russie et la Chine qui représentent désormais un cinquième des investissements dans le

monde en E&P.


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Figure 1: Investissements mondiaux en E&P

Note1

L'Amérique Latine enregistre après la Russie et la Chine la deuxième meilleure

performance en termes d'investissements en E&P avec 25% d'augmentation soit un montant

total de 50 G$ pour l'exercice 2007. Le Brésil, à travers sa société nationale Petrobras, est

encore moteur dans cette région, avec une progression de 34% de ses dépenses dans les

activités d'E&P. Le Mexique de son côté, présente un ambitieux programme de

développement sur la période 2007-2012 dans l'objectif d'empêcher la production de pétrole

de tomber à 2.5 Mb/j en 2012 ( 3.5 Mb/j en 2007 soit une diminution de 5.5% en un an). En

Colombie, la compagnie nationale Ecopétrol multiplie les investissements dans les activités

d'E&P: les dépenses en production ont augmenté de 40% et celles d'exploration ont plus que

doublé en 2007. Le Vénézuela a également renforcé sensiblement ses investissements en

E&P. Selon le rapport annuel de PDVSA, ils auraient augmenté de 74%.

En 2008, la croissance des investissements devrait se poursuivre au même rythme qu'en

2007 et atteindre 394 G$. Malgré un ralentissement de l'économie mondiale qui s'étend sur

l'ensemble de la planète, une demande énergétique qui marque le pas, particulièrement en

Amérique et en Europe et un prix du pétrole qui diminue sensiblement à partir du deuxième

semestre, les investissements en E&P ne devraient pas subir les effets de ces tendances du

moins dans les tous prochains mois. Si la baisse du prix du pétrole devait se poursuivre dans

1 Évaluation réalisée par l'IFP à partir de publications de Citigroup, Lehmann Brothers, Oil & Gas Journal, Spears & Associates, BP, Rapports annuels de compagnies, autres.

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40

80

120

160

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240

280

320

360

400

440

2006 2007 2008 (p) 2009 (e)

Amérique du Nord Mer du Nord Russie & ChineAmérique Latine Autres Estimation 2009

G$

+18%

+19%

278 330 stable 394


16

les mois à venir les effets sur l'activité devraient se faire sentir avec un décalage de six mois

pour les activités de forage et d'approximativement un an pour celles de production.

En outre, certains éléments qui peuvent susciter l'accroissement des investissements n'ont

pas totalement disparu:

� le prix du pétrole à plus de 50 $/b permet encore la réalisation d'un grand nombre de

projets, même si un prix en dessous de 70 $/b peut perturber certains

investissements pétroliers;

� le prix des matières premières, des services et des taux de location des équipements,

malgré une baisse récente restent élevés;

� la persistance des tensions en main d'oeuvre qualifiée;

� les difficultés d'accès aux ressources pour les compagnies internationales et leur

besoin impératif de maintenir –ou d'augmenter- leur taux de renouvellement des

réserves.

En Amérique du Nord, les investissements repartent à la hausse, les prévisions tablent sur

un montant de 125 G$ soit une augmentation de 14% en 2008. Bien qu'à un rythme moins

soutenu que l'année précédente les États-Unis continuent de progresser et atteignent 97 G$

fin 2008 soit une augmentation de 15% dans l'année. Le Canada connaît un net

rétablissement. Après une diminution en 2007, les investissements se redressent en 2008

avec 11% d'augmentation dans l'année, ce qui reste tout de même faible par rapport aux

autres régions du monde. Comparativement seule la Mer du Nord connaît une évolution

inférieure.

Les budgets prévisionnels pour les activités pétrolières ont été établis en se basant sur un

prix du gaz supérieur à celui des exercices précédents et en tenant compte des coûts

croissants des matières premières, des équipements, du travail qualifié. En outre les

activités d'E&P offshore s'orientent de plus en plus vers des zones plus profondes.

Une certaine détente cependant pourrait s'amorcer en 2008 à partir de plusieurs facteurs tels

qu'une plus grande disponibilité d'équipements de forage, de l'identification de nouvelles

perspectives en cours d'analyse sismique et de l'acquisition de superficies supplémentaires

pour l'exploration.

Le Canada connaît les mêmes problèmes de coûts, notamment de main d'oeuvre. La

morosité de l'activité d'E&P pourrait se détériorer davantage dans le futur, conséquence de

la nouvelle structure de redevances appliquée désormais par la province de l'Alberta (NRF –

New Royalty Framework). Les changements imposés qui entrent en vigueur le 1er janvier

2009 peuvent avoir des répercussions importantes sur l'industrie pétrolière et gazière ainsi


17

que sur les projets de sables bitumineux. L'augmentation significative de la redevance

prescrite par la nouvelle réforme se traduira par une diminution du cash flow des entreprises

et consécutivement des investissements dans l'E&P canadien.

Figure 2: Investissements mondiaux en E&P –Répartition par régions en % du total

��

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2004 2005 2006 2007 2008

Amérique du NordMer du NordRussie & ChineAmérique LatineReste du monde

La part de l'Amérique du Nord dans le total des investissements dans le monde continue de

s'éroder en 2008 quasiment au même rythme que l'année précédente. Avec moins 1.6%

l'Amérique du Nord ne représente qu'un peu plus de 31% des investissements mondiaux soit

une perte de près de 4% depuis 2006.

En Mer du Nord, les investissements affichent une légère augmentation par rapport à

l'année précédente (19%) s'établissant à 44 G$. Cette tendance est à mettre à l'actif de la

Norvège dont les prévisions d'investissements pour 2008 tablent sur une augmentation de

19%, passant de 109.3 GNOK en 2007 à 130.2 GNOK cette année. La Grande Bretagne

comme les années précédentes ne devrait pas augmenter ses investissements en Mer du

Nord.

La production est en déclin depuis plusieurs années aussi bien sur le plateau continental

britannique que norvégien: -5% et –8% par an depuis 2002 respectivement pour la Grande

Bretagne et la Norvège selon les données de l'AIE. Dans ces conditions, l'augmentation des

investissements est liée à plusieurs facteurs, certains propres à cette région comme la

volonté de ralentir de déclin de la production, et d'autres connus également dans d'autres

régions du monde comme l'augmentation des coûts des équipements notamment la location


18

de plateformes (la flotte régionale a un taux d'utilisation de 100% depuis 2006) et la pénurie

de main d'oeuvre qualifiée.

En 2008, la Russie et la Chine enregistrent une baisse par rapport à la période précédente

mais affichent néanmoins 18% d'augmentation atteignant 77 G$. Cette tendance est le fait

principalement de certaines sociétés nationales qui ont établi des budgets prévisionnels en

forte augmentation, tels Gazprom (68%) Gazpromneft (61%) et Rosneft (41%) en Russie,

CNOOC (40%) et Sinopec (19%) en Chine.

En Amérique Latine, les prévisions tablent pour la troisième année consécutive sur une

augmentation de plus de 20% des investissements. Avec 23% de croissance prévue, le

budget devrait atteindre 61 G$ en 2008. L'inexorable montée en puissance de Petrobras est

le principal facteur de cette évolution dont les investissements en E&P ont quasiment triplé

depuis 2005. Selon les prévisions les montants engagés dans l'amont pétrolier atteindraient

près de 16 G$ en 2008 soit une augmentation annuelle de 24%.

La Colombie continue a investir massivement dans les activités d'E&P dont le budget pour

2008 atteindrait approximativement 75% du total des investissements prévus par la

compagnie nationale Ecopetrol (à titre d'exemple Petrobras en consacre entre 60 et 70%).

Un plan d'investissement ambitieux est en cours qui vise à accroître la production pour

atteindre 1 Mb/j vers 2015 et consolider sa position en tant que pays exportateur de pétrole

(en 2007 la Colombie a produit 0.56 Mb/j). Ce plan inclus, aux côtés d'Ecopetrol, la

participation de capitaux étrangers. A l'instar de Petrobras la compagnie colombienne étend

son champ d'action à l'extérieur de ses frontières en investissant directement au Pérou, au

Brésil en partenariat avec Petrobras et dans le secteur américain du Golfe du Mexique avec

Shell.

Le Mexique contribue également au développement de l'amont pétrolier dans la région à

travers son programme de développement à l'horizon 2012. Les prévisions pour 2008 tablent

sur une augmentation de ses investissements dans l'E&P de près de 20%, l'objectif étant de

stopper le déclin de la production.

Les investissements en E&P ont également augmenté sensiblement au Vénézuela: après

une croissance exceptionnelle en 2007, PDVSA prévoit une augmentation –moins

importante – de 16% pour 2008.

A l'inverse des compagnies nationales citées ci-dessus la compagnie hispano-argentine

Repsol/YPF prévoit une diminution de ses investissements dans cette région. Il s'agit d'une

décision stratégique de la part de la compagnie qui souhaite désormais réduire son


19

exposition en Amérique Latine. La région est devenue incertaine et moins rentable selon

Repsol/YPF. Le déclin de ses champs vieillissants, les modifications des contrats par les

gouvernements qui souhaitent une part plus importante de la rente et l'incertitude croissante

des réglementations en raison du nationalisme montant sont autant de raisons invoquées.

En se désengageant de certaines activités Resol/YPF souhaite se concentrer dans les

années à venir sur quelques projets importants dont certains se trouvent en Amérique

Latine: le Champ pétrolier de Carioca au Brésil, les champs Shenzi et Gengihis Khan dans le

Golfe du Mexique ou le Block 39 au Pérou.

La Bolivie représente à l'instar de l'Argentine et du Vénézuela, la montée des aspirations

nationalistes sur les ressources énergétiques nationales. Les investissements réalisés dans

l'E&P ont été paralysés depuis la nationalisation de l'industrie gazière et la majoration des

taux d'imposition exigés aux compagnies étrangères. A ceci viennent s'ajouter les tensions

politiques et sociales actuelles qui génèrent un climat hautement risqué pour investir. Malgré

ce climat tendu certains comme Total et Gazprom n'hésitent pas à s'engager en partenariat

avec YPFB (51% des parts) pour l'exploration et l'exploitation de gaz naturel: un programme

d'investissement de 4.5 milliards de $ pourrait être engagé dans les mois à venir.

Observant maintenant la répartition des investissements entre grandes compagnies

notamment entre les compagnies pétrolières internationales et les compagnies pétrolières

nationales communément appelées IOC et NOC2, il en ressort que ces dernières affichent

une progression plus rapide que les premières: alors que les IOC ne progressent que de

16% dans l'année les NOC enregistrent une augmentation de 24% soit 8 points de plus.

Quelques grandes sociétés nationales comme Gazprom, CNOOC, Saudi Aramco, Sonatrach

ou Petrobras demeurent très actives. Parmi les IOC les plus performantes en termes

d'investissements se trouvent deux compagnies européennes, le français Total et l'italien

ENI qui affichent plus de 20% d'augmentation annuelle. A l'inverse Repsol-YPF affiche une

diminution de ses investissements dans ses activités amont.

En 2009, nous considérons que le volume des investissements en E&P ne devrait pas

augmenter. Les incertitudes sont nombreuses.

- La baisse sensible du prix du pétrole à partir du deuxième semestre 2008 n'est pas un

facteur favorable au maintien des niveaux d'investissements similaires à ceux des années

passées. Néanmoins le prix du brut reste élevé et il n'est pas certain à l'heure actuelle qu'il

soit le facteur central du ralentissement des investissements. Si dans les semaines et mois

2 IOC: International Oil Companies, NOC: National Oil Companies. L'analyse est effectuée sur un échantillon de 10 IOC et de 12 NOC


20

à venir le prix du brut devait poursuivre sur sa tendance baissière une corrélation plus

durable pourrait s'établir entre investissements et prix du brut.

- En revanche une baisse significative de la demande pourrait affecter lourdement la

progression des investissements. Les prévisions de la demande pétrolière ont été

périodiquement revues à la baisse depuis quelques mois notamment dans les pays de

l'OCDE en raison dans un premier temps du prix du brut qui a atteint un niveau record en

juillet et ensuite du ralentissement général de l'économie conséquence de la crise financière

et économique aux États Unis et s'étend progressivement sur toutes les régions de la

planète.

- Les coûts des services et équipements pétroliers pourraient diminuer sous l'effet d'une

baisse des prix de certaines matières premières industrielles et d'une baisse des prix de

certains services (dans un premier temps sur les services à contenu technologique le moins

important). Des coûts moins importants pèseront moins sur les investissements. Cette baisse

des coûts peut contribuer, à niveau d'activité équivalente, à réduire leur volume. Mais la

diminution des ces coûts devrait rester marginale en 2009.

Dans ce contexte de ralentissement économique et d'incertitudes croissantes dont la durée

est inconnue, les compagnies -optimistes quelques mois auparavant- seront tentées de

revoir à la baisse leurs budgets prévisionnels pour 2009. Procéder actuellement à une

estimation des investissements devient un exercice périlleux, mais il est possible d'affirmer

qu'une répercussion sur le niveau des investissements paraît de plus en plus vraisemblable.

Une stabilisation des investissements en 2009 paraît actuellement un scénario quasi

optimiste.


21

2.2 Secteur de la géophysique

2.2.1 Activité mondiale

Fin 2007, près de 300 équipes sismiques étaient actives dans le monde. Il faut remonter à

l'an 2000 pour retrouver un tel niveau d'activité. Sur 2007, la croissance de l'activité a été de

14%. Les neufs premiers mois de l'année 2008, laissent présager une poursuite de la

croissance de l'activité de l'ordre de 19%. Aucun signe de ralentissement de l'activité

sismique n'est visible sur la période de janvier à septembre 2008.

Figure 3: Moyenne annuelle de l'activité sismique sur la période 2000 à 2008

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50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Afrique CIS Europe Asie du Sud-Est

Moyen-Orient Am latine Am Nord

Source: IHS Energy, décompte partiel des équipes sismiques actives pour l'Inde, la Chine et la Russie.

• Activité sismique terrestre et marine

De 2004 à 2008, le nombre total d'équipes sismiques actives a doublé. La progression

moyenne par an de l'activité a été de 11% en Amérique du Nord et de 18% pour le reste du

monde.

En 2008, la sismique terrestre représente 73% des équipes sismiques actives dans le

monde.

En 2004, cette part était de 78%. Sur la période 2004 à 2008, l'indicateur d'activité à terre a

en effet progressé en moyenne de 14%, moins vite que l'indicateur d'activité sismique en

mer dont la progression moyenne a été de 24%.


22

Figure 4: Évolution de l'activité sismique onshore sur la période 2004 à 2008

Progression de l'activité sismique onshore US et non US

-

50

100

150

200

250

300

2004 2005 2006 2007 2008

Onshore non US Onshore US

Source: IHS Energy, IFP

Figure 5: Évolution de l'activité sismique offshore sur la période 2004 à 2008

Progression de l'activité offshore US et non US

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2004 2005 2006 2007 2008

Offshore non US Offshore US


En 2005, la croissance de l'activité de sismique marine mondiale a été de 25%. Mais faute

de navires d'acquisition disponibles, la progression de l'activité a été stoppée en 2006. Il a

fallu attendre 2007, et l'arrivée sur le marché de nouveaux bateaux, pour que l'activité de

sismique marine reparte fortement avec +20% de croissance.

Les neuf premiers mois de l'année 2008, indiquent un regain d'activité sur le secteur

de la sismique marine avec une croissance record de 45% du nombre d'équipes en

opération.


23

La croissance de l'activité de sismique marine a profité aux contracteurs qui ont élargi leur

flotte d'acquisition et qui disposent de systèmes d'acquisition sismique 3D multi-streamers et

proposent des acquisitions et traitements à grands et multiples azimuts. Ces technologies

permettent un meilleur éclairage des structures géologiques et améliorent l'imagerie

profondeur. Elles donnent de meilleurs résultats dans l'exploration des formations profondes

et complexes, notamment en bordure de flanc de dôme de sel ou dans des formations ante-

salifères.

• Activité sismique: 2D, 3D et 4D

La part de l'acquisition sismique 3D continue de se renforcer d'année en année, elle est

passée de 53% en 2004 à 59% en 2008. Le nombre d'acquisition 3D a doublé entre 2004 et

2008, alors que le nombre d'acquisition 2D a augmenté de 60%.

L'activité sismique 4D se limite toujours à quelques dizaines de campagnes par an, cette

technologie est utilisée pour le suivi de la production des champs et non en phase

d'exploration. Malgré les progrès techniques réalisés en matière de répétabilité des

campagnes sismiques et de leur traitement, les campagnes 4D restent très ciblées, elles

nécessitent beaucoup d'expertise technique de la part des opérateurs. Plus de la moitié des

campagnes 4D sont réalisées en mer du Nord, les principaux opérateurs sont StatoilHydro,

BP, Shell et Total.

• Activité sismique par zones géographiques

En 2007, le nombre d'équipes sismiques actives a été en moyenne de 284, soit une

croissance de 14% par rapport à l'année 2006. Les acquisitions (Figure 6) se sont

déroulées principalement aux USA (25%), en Afrique (19%), en Asie du Sud-Est (14%) et

dans la CEI (14%). Parmi les zones géographiques en forte croissance par rapport à 2006,

on notera en particulier l'Europe, avec +40%, puis l'Afrique et l'Amérique Latine avec

respectivement +36% et +25%. L'Asie du Sud-Est a quant à elle stagné avec une activité en

baisse de 3%.

Le Canada a connu une forte baisse de l'activité d'environ -30%. Cette situation a

poussé les contracteurs à diversifier leur activité géographique, comme Tesla Exploration,

société Canadienne spécialisée en opérations terrestres et marines, qui a acheté la société

Anglaise IMC Geophysicis qui opère en Europe et en Afrique.


24

Figure 6: Répartition mondiale de l'activité sismique 2007

Répartition mondiale de l'activité sismique 2007

USA25%

CIS14%

Europe7%Asie du Sud-Est

14%

Moyen-Orient6%

Canada5%

Afrique19%

Am latine10%

Afrique Australie Canada CIS Europe Asie du Sud-Est Moyen-Orient Am latine USA


Sur les 9 premiers mois de 2008, l'accroissement de l'activité sismique est de 19%. Toutes

les zones géographiques sont en croissance. La sismique marine bénéficie

principalement de cette croissance avec une augmentation de 45% du nombre

d'équipes en opération.

L'Europe poursuit sa forte progression de 2007 avec +50%. L'Asie du Sud-Est qui stagnait

en 2007, rebondit avec +45% de croissance et le Moyen-Orient qui continue d'intensifier son

exploration, devrait enregistrer une augmentation de +42% de son activité. Le Canada

rattrape en partie son retard de l'année 2007 avec +10% de croissance en 2008.

La croissance la plus faible vient des Etats-Unis qui n'enregistre que 5%

d'augmentation sur les 9 premiers mois de 2008. L'activité terrestre ne progresse pas,

seule l'activité offshore du Golfe du Mexique qui augmente de 30% vient compenser en

partie cette situation.

Le MMS Américain (Minéral Management Service) a ouvert à l'exploration pétrolière de

nouveaux blocs offshores dans le Golfe du Mexique, ce qui a permis de nouvelles

campagnes sismiques. Ainsi, TGS-NOPEC a démarré début 2008 pour 40 M$ l'énorme

campagne 3D multi-clients ORION dans le golfe du Mexique. De même, CGGVeritas a

passé un contrat de 250 M$ sur plusieurs années pour l'acquisition de sismique terrestre et

marine large azimut dans cette zone.

Dans ce contexte de forte activité, PGS et CGG Veritas indiquent pour le troisième

trimestre 2008, des taux d'utilisation des flottes d'acquisition marine toujours très élevés.


25

Remarques

Les données d'activité sismique citées sont basées sur les chiffres publiés par IHS Energy.

L'activité sismique de la CEI n'est prise en compte que partiellement. Début 2008, sur un

total de 300 équipes sismiques en opération dans le monde, 40 étaient recensées en CEI.

Le décompte des équipes sismiques en Extrême-Orient est aussi particulièrement difficile,

notamment pour la Chine et l'Inde.

Le Bureau de Prospection Géophysique de Chine (BGP), filiale directe de China National

Petroleum Corporation (CNPC) annonce disposer de 60 à 90 équipes en Chine et de 40

équipes à l'étranger, mais le nombre d'équipes sismiques effectivement en opération est plus

proche de 50 dont 25 à l'étranger. L'activité de BGP est essentiellement terrestre, mais la

société dispose aussi de quelques navires d'acquisition 2D et 3D à 6 streamers, et d'un

système de câble sismique de fond de mer multi-composantes (OBC 4C). BGP diversifie

géographiquement ses opérations depuis plusieurs années et compte parmi ses clients de

grandes compagnies pétrolières internationales. La société intervient sur des secteurs de la

sismique de plus en plus variés et de plus en plus sophistiqués, aussi bien en traitement

qu'en acquisition sismique (3D VSP, sismique 4D, ...).

Parmi les autres acteurs chinois du secteur, figure China Oilfield Services Limited (COSL).

Cette société, filiale de China National Oil Company (CNOOC) à publié un chiffre d'affaires

de 1200 M$. Elle exerce son activité principalement dans quatre secteurs:

• le forage offshore en Asie du Sud-Est (avec 15 rigs), 1200 M$

• les services aux puits (forage directionnel, cimentation, workover), 500 M$

• la logistique marine et transport (70 bateaux) , 200 M$

mais aussi en sismique marine avec 7 bateaux d'acquisition dont un bateau de 6 streamers,

200 M$.

2.2.2 Le marché de la géophysique (acquisition, traitement et équipements)

Le marché de la géophysique a enregistré en 2007 une hausse de son chiffre d'affaires

mondial de 25%. Il a atteint 11,5 G$, dont 86% pour les activités d'acquisition et traitement

sismique et 14% pour les équipements (laboratoire d'acquisition, sources et capteurs

sismiques, ...).

Pour 2008, le chiffre d'affaires des deux premiers trimestres indique une poursuite de la

croissance un peu moins forte de l'ordre de 10%. Les deux principaux segments du marché

évoluent cependant différemment:


26

� le secteur de l'acquisition et du traitement sismique poursuit sur la lancée des

années précédentes mais avec une croissance ralentie de 11%, contre 25% et

45% en 2007 et 2006.

� le secteur des équipements sismiques qui est en l'amont de l'exploration

pétrolière stagne avec une croissance nulle

Pour 2009, la croissance globale du marché géophysique devrait être relativement

faible et stagner avec 3% de croissance. Les entreprises du secteur ne seront pas

impactées de la même façon, en fonction de la diversité géographiques et des spécialités de

leurs activités. Le marché des services de haute technologie s'en sortira mieux.

Figure 7: Évolution du chiffre d'affaires du marché de la géophysique

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Source: IFP

• Chiffre d'affaires Acquisition et Traitement

Le marché de l’acquisition et du traitement est estimé à 9,7 G$ en 2007. Les années 2000 à

2003 ont été marquées par une baisse à la fois de l'activité et du chiffre d'affaires du secteur

et une surcapacité en moyens d'acquisition et en équipes sismiques. Dès la reprise du

marché confirmée en 2005, les moyens d'acquisition sismique se sont retrouvés saturés,

victimes de nombreuses années de sous-investissement. Il s'en est suivi une forte hausse

des prix des services qui en plus de l'augmentation en volume de l'activité a contribué à

augmenter le chiffre d'affaires en 2006 (+45%) du segment acquisition et traitement. Pour

satisfaire la demande, les contracteurs de géophysique ont dû renouveler et accroître leurs

moyens de production et s'équiper auprès des équipementiers. En 2006 et 2007, les


27

contracteurs géophysiques ont annoncé le lancement de nombreux nouveaux bateaux

d'acquisition qui sont entrés en opération courant 2007 et 2008.

Pour 2008, les données de chiffres d'affaires des deux premiers trimestres et du niveau

d'activité des équipes sismiques jusqu'en septembre 2008 laissent présager un marché de

l'acquisition et du traitement toujours en progression avec 10% de croissance.

Pour 2009, le marché de l'acquisition devrait continuer à progresser mais plus

faiblement, Spears & Associates prévoyait en septembre 2008, une croissance de 6% pour

l'ensemble du marché de la géophysique.

Sur le long terme, les compagnies pétrolières ont la nécessité de poursuivre leur

efforts d'exploration pour reconstituer leurs réserves et maintenir leur production.

A moyen terme, la baisse du prix du baril, pourrait avoir comme effet de reporter certaines

campagnes d'exploration.

• Chiffre d'affaires Équipements

Le chiffre d'affaires 2007 du secteur des équipements est de 1.7 G$ et représente près de

14% du marché de la géophysique. Le secteur des équipements a enregistré en 2007

une très bonne performance avec 38% de croissance. Il s'agit de la cinquième année de

croissance avec un taux à deux chiffres.

Le secteur des équipements avait augmenté de 42% en 2006, 22% en 2005 et 50% en

2004.

Pour 2008, les perspectives de chiffre d'affaires des deux premiers trimestres

indiquent que le marché pourrait atteindre 2 G$.

Après plusieurs années de relance de l'exploration pétrolière, le secteur des équipements,

comme celui de l'acquisition/traitement a bénéficié d'une demande soutenue en matériel

d'acquisition sismique de nouvelle génération.

Parmi les marchés porteurs, on peut citer entre autres, les nouveaux laboratoires sismiques

avec des capacités d'enregistrement de canaux de plus en plus importantes, les systèmes

d'enregistrement de sismique marine multi-streamers, les câbles de fond de mer multi-

composantes (OBC).

Pour 2009, une stabilisation des volumes et des prix est vraisemblable. Sercel, leader du

marché reste cependant optimiste, les petits acteurs du marché devraient être beaucoup

plus touchés par cette baisse que les gros acteurs positionnés sur la fourniture de produits

plus "hightech".


28

• Les acteurs

En matière d'acquisition et de traitement

Plus de la moitié du marché de la géophysique est détenu par deux sociétés, CGG veritas

et Western Geco. Au total, 80% du marché mondial des services géophysiques est détenu

par six sociétés.

Avec la fusion de CGG et de Veritas DGC en 2007, le leader du marché est désormais

CGGVeritas, avec 28% du marché de la géophysique (acquisition/traitement et

équipements) suivi ensuite par WesternGeco, la filiale de sismique marine de Schlumberger

qui représente 26% du marché.

Les autres acteurs du secteur de la géophysique, représentent des parts de marché deux à

quatre fois plus faibles. Le numéro trois du marché, PGS a une activité essentiellement

d'acquisition et de traitement de sismique marine et représente 13% du marché. La société a

innové cette année en présentant une nouvelle génération de streamer, le dual streamer qui

ouvre de nouvelles perspectives en matière de qualité des données et d'acquisition en mer

difficile.

Suit ensuite en terme de part de marché pour le segment de l'acquisition/traitement, Fugro

qui représente 6% et TGS Nopec avec 4%. L'activité de Fugro est consacrée à 30% à

l'acquisition et au traitement sismique offshore, le reste de l'activité se partage entre la

géotechnique de génie civil et des missions d'inspection robotisées offshore qui sont en

dehors du périmètre examiné.

En matière d'équipement

Trois sociétés seulement représentent 90% du marché. Sercel, filiale de CGG Veritas,

représente à lui seul 54% de part de marché, très loin devant les numéros deux et trois du

secteur. ION et Oyo Geospace représentent respectivement 28% et 8% du marché des

équipements.

ION est spécialisé dans les systèmes d'enregistrement sismique (laboratoire d'acquisition

sismique), et son chiffre d'affaires pour 2008 est en baisse de 10% sur les deux premiers

trimestres de l'année. Concernant Oyo Geospace, l'évolution attendue du chiffre d'affaires

pour 2008 est quasi nulle.

Seul le leader du marché, Sercel conserve un chiffre d'affaires en progression de 8%. La

société attribue en partie ce succès à la progression des ventes de son laboratoire terrestre

428 XL.


29

Tableau 3: Parts de marché des fournisseurs d'acquisitions traitements et d'équipements

Source: IFP

Total activités

géophysiques

% marché

2007

Traitement

Acquisition

% marché

2007

Équipements

géophysiques

% marché

2007

CGG Veritas 28% Western Geco 30% Sercel 54% Western Geco 26% CGG Veritas 24% ION 28% PGS 13% PGS 15,5% OYO Geospace 8% BGP 5% à 8% BGP 5% à 8% ION 6% Fugro 7%

Fugro 6% TGS Nopec 4,5%

TGS Nopec 4% Dawson Geophys. 2,5%


30

2.3 Secteur du forage �

2.3.1 Activité mondiale 2006-2007: ralentissement de la croissance

Le nombre de puits forés dans le monde en 2007 est de 105 000, soit une diminution de

3,5% par rapport au nombre de forages recensés en 2006. Cette baisse d'activité est

cependant essentiellement due à la forte baisse du marché gazier en Amérique du Nord qui

a entraîné une réduction du nombre de puits forés aux Etats-Unis et au Canada.

Toutes les autres zones géographiques dans le monde sont en progression en 2007,

excepté l'Europe de l'Ouest qui diminue légèrement avec -1,2% d'activité.

Les régions du monde enregistrant les plus fortes progressions sont l'Afrique, le

Moyen Orient et l'Asie avec respectivement +18%, +11% et +9%.

Pour 2008, une reprise de l'activité du forage en Amérique du Nord semble se matérialiser

sur le deuxième semestre de l'année.

Pour 2009, cette reprise pourrait cependant être compromise, compte tenu de la chute

du prix du baril et du gaz liée à la baisse de la demande.

Figure 8: Nombre total de puits forés dans le monde

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SourceIHS Energy, Spears & Associates, AEUB

Concernant l'activité de forage dans son ensemble, la majorité des puits dans le monde

sont forés à terre, les forages en mer ne représentent que 8% du total. Cette proportion est à

peu près constante au niveau mondial.


31

• Activité de forage à terre

Les forages à terre sont traditionnellement localisés en Amérique du Nord (71%) et en Chine

(16%), voir Figure 10. La baisse de l'activité mondiale onshore en 2007 (-4%) est à

attribuer au Canada et aux Etats-Unis avec respectivement -13% et -7%.

La principale cause de cette baisse est la forte chute du marché gazier Nord Américain et

des conditions climatiques au Canada particulièrement défavorables au forage en 2007.

Le nombre d'appareils de forage en activité aux États-Unis sur des objectifs gaziers a en

effet stagné en 2007 (Figure 11) avec une moyenne annuelle de 1460 rigs actifs. La reprise

de l'activité ne s'est amorcée nettement que mi 2008. Compte tenu de ce rebond, les taux de

croissance de l'activité onshore pour le Canada et les États-Unis devraient être

respectivement de l'ordre de 20% et 15% en 2008.

Figure 9: Activité de forage aux États-Unis

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Source : Baker Hughes Rig Count

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Les taux de location des appareils de forage à terre en Amérique du Nord, après avoir

atteint au deuxième semestre 2006 un maximum de 21000 $/j, ont ensuite baissé de 2% en

2007 et 2008 pour se stabiliser autour de 20400 $/b.

Le coût de l'équipement des puits, qui comprend le casing et le tubing a continué de suivre la

croissance exponentielle du prix de l'acier. D'après PipeLogix, qui suit le coût de La

complétion des puits, en 2008 celui-ci a augmenté de +80%.

Après les Etats-unis et le Canada, le troisième plus gros acteur du forage onshore est la

Chine dont l'activité continue de croître au rythme de 2% par an.


32

Figure 10: Répartition géographique de l'activité de forage onshore en 2007

Répartition géographique du forage onshore en 2007

50%

18%

17%

6%

3%

2%2%

1%1%

USACanadaChineRussie+CEIAm. LatineMOAsie hors ChineAfriqueEurope

Sources: IHS Energy, Spears & Associates, AEUB

Dans le reste du monde, la progression de l'activité de forage onshore est de 9% en 2007

et devrait atteindre 7% en 2008. Les pays affichant les plus fortes progressions sont

l'Afrique et l'Asie (hors Chine) avec respectivement 17% et 12% de croissance.

L'activité de forage onshore au Moyen Orient qui avait énormément progressé en 2005 et

2006 avec 19% et 12% de croissance, suite au vaste programme d'exploration et de

développement de champs de l'Arabie Saoudite, ne progresse en 2007 que de 4%.

• Activité de forage en mer

L'activité de forage en mer est géographiquement plus diversifiée que l'activité de forage à

terre. La zone géographique la plus active est l'Asie-Pacifique qui représente sans la

Chine 36% du nombre de forages offshore. Dans cette zone géographique, les pays les plus

actifs sont l'Australie, l'Indonésie et la Malaisie. Les autres zones géographiques à forte

activité de forage offshore sont les États-Unis, 17%, l'Europe, 15%, l'Afrique, 9%, la Chine,

8% et l'Amérique Latine, 7%.

En 2007, l'activité de forage offshore a fortement ralenti avec une croissance de

seulement 1%, alors qu'elle était de 8% en 2006.

Ce sont principalement l'Amérique Latine, l'Afrique et la Chine qui ont soutenu l'activité

offshore en 2007 avec des taux de croissance respectivement de +20%, +18% et 12%.

Ces pays ont compensé la chute d'activité offshore de 15% aux Etats-Unis et la baisse

de 2,5% en Europe.


33

Figure 11: Répartition géographique de l'activité de forage offshore en 2007

Répartition du forage offshore en 2007

36%

17%

15%

9%

8%

7%

5% 3%

Asie hors ChineEtats-UnisEuropeAfriqueChineAm. LatineMORussie+CEI

Aux Etats-Unis, la baisse de l'activité de forage offshore commencée en 2006 et qui s'était

soldée avec -4% de croissance, s'est amplifiée en 2007 avec -15% de recul. Les six

premiers mois de 2008 indiquent une poursuite du recul du forage offshore aux Etats-Unis

de 9%. Les opérateurs délaissent l'exploration des zones matures en offshore peu profond,

pour la recherche de plus gros champs en offshore profond, qui nécessitent des forages

complexes et coûteux mais moins nombreux.

En Europe, le Royaume Uni, la Norvège et les Pays Bas, qui représentent la moitié des

puits forés en Europe font face à une baisse du développement des champs en mer du

Nord.

En Amérique Latine, le Brésil enregistre une croissance de son activité de forage offshore

de 16%. Ce boum de l'exploration offshore au Brésil, s'est concrétisé par la découverte de

plusieurs champs géants début 2008 dans le bassin de Santos. Le Brésil représente

désormais 60% de l'activité offshore de l'Amérique Latine.

En Amérique Centrale, l'activité de forage offshore au Mexique et à Trinidad et Tobago

enregistrent 17% de croissance. Le Mexique cherche à faire face au déclin de sa production

nationale, et Trinidad et Tobago est occupé à développer ses énormes réserves de gaz

gazières découvertes il y a quelques années.

En Afrique, l'Egypte peu habitué au forage offshore, enregistre une croissance de

40%. La ratification par le parlement Egyptien des licences d'exploration a permis de

relancer l'activité de forage en Méditerranée et dans le Golfe de Suez.

Pour 2008, les perspectives de croissance pour le forage offshore continuent à se

situer principalement en Afrique et en Amérique Latine, avec une reprise du forage

offshore au Moyen-Orient.


34

Taux d'utilisation et de location des plates-formes

Depuis mi-2006, le taux d'utilisation moyen des plates-formes de forage dans le monde se

stabilise à un niveau élevé de 90%. Mais, depuis 2008, on observe en fonction des zones

géographiques et du type de plateformes, des disparités de taux d'utilisation, notamment

pour les jack-up et les semi-submersibles.

Figure 12: Taux d'utilisation des appareils de forage offshore

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Source: Offshore Rig Locator, IFP

La Mer du Nord se maintient depuis 2007 à un taux d'utilisation des plates-formes de forage

en mer proche de 100%. Par rapport à 2004, les taux de location journaliers en Mer du Nord

ont été multipliés par 5 pour les jack ups et par 8 pour les semi-submersibles.

Dans le Golfe du Mexique, les taux d'utilisation des plates-formes depuis 2005 oscillent

entre 80% et 85%, excepté sur la période allant de mi-2007 à mi-2008, correspondant à la

baisse d'activité du secteur, où ils sont tombés à 70%.

Le recentrage de l'activité offshore du Golfe du Mexique vers les grandes profondeurs s'est

fait au détriment des jack-ups et à favorisé l'utilisation des semi-submersibles. Depuis 2006,

le taux de location des jack ups dans le Golfe du Mexique est passé en moyenne de 125 000

$/j à 86 000 $/j en juillet 2007. Inversement, le taux de location des semi-subs est passé de

300 000 $/j en 2006, à plus de 500 000 $/j fin 2007. Avec la baisse de l'activité de forage

offshore de 9% aux Etats-Unis, on observe depuis mi-2007 un recul des taux de location, de

20% pour les semi-subs et une quasi stabilité, voir une légère remontée des taux de location

pour les jack-ups.


35

Dans le Sud-Est asiatique, les taux de location des semi-submersibles ont été multipliés

par 4 depuis fin 2005. Ils ont atteint le record de 400 000 $/j en 2007 et refluent depuis 2008

de 25%. Les taux de location des jack-ups après avoir été multipliés par trois en deux ans

depuis 2005, sont stables sur 2007 et 2008 à 175 000 $/j.

Figure 13: Taux de location des plates-formes de forage en mer (en milliers de $ US/j)

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Source : Offshore Rig Locator

2.3.2 Chiffre d'affaire de l'activité forage

Depuis 2004, les niveaux soutenus des prix du pétrole et du gaz ont entraîné à la hausse les

marchés parapétroliers et notamment celui du forage. Le marché a ainsi plus que doublé

en quatre ans pour atteindre en 2007 le niveau record de 50 G$. Cependant, les deux

segments du marché ont évolué différemment en 2007:

� en mer, le marché a continué sa forte progression en terme de chiffre d'affaires

� à terre, le marché a baissé, impacté par la réduction d'activité en Amérique du

Nord

Le chiffre d'affaires du marché mondial du forage étant aux deux tiers offshore, la croissance

du marché du forage tout segment confondu s'est accrue en 2007 de 22%.

Le marché à terre est estimé en 2007 à 16 G$, il est en baisse de 3% par rapport à 2006

qui constitue une année record. Depuis 2004, le marché onshore a augmenté de 70%.

Il est localisé majoritairement en Amérique du Nord où il dépend fortement de la demande de

gaz qui a été faible depuis le début 2007. C'est la forte activité de forage en Afrique et en

Asie qui a permis de freiner le recul du marché onshore en 2007


36

Le marché en mer, a connu une croissance record en 2007 de 40%. Le marché du

forage offshore s'établit à 35 G$ soit une hausse de 150% en quatre ans.

Cette hausse, deux fois plus rapide que celle du marché onshore, illustre la course à

l'exploration et au développement de champs en mer de plus en plus profonde. Mais cette

hausse du marché est principalement tirée par un effet prix conjugué à une parité dollar très

faible. Pour rappel, en 2007, le nombre de forage offshore n'a progressé que de 1%.

Pour 2008, la reprise de l'activité de forage onshore en Amérique du Nord, au deuxième

semestre 2008, devrait corriger la faiblesse du marché enregistrée en 2007. Cette reprise ne

sera cependant que temporaire, le prix du baril et du gaz ayant fortement chuté depuis

septembre 2008. Le marché onshore devrait continuer se stabiliser en 2008 voire

baisser de 5%, et le marché offshore devrait ralentir sa croissance d'environ 25%.

Figure 14: Marché du forage onshore et offshore, estimation 2008 et prévisions 2009

52,9%

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Source IFP

Pour 2009, compte tenu de la conjoncture économique, Spears & Associates corrige ses

estimations à la baisse et prévoit:

• une baisse pour l'Amérique du Nord de 7% du nombre de rigs actifs. Cette

réduction pourrait même aller jusqu'à 15% au deuxième semestre 2009. L'activité

de forage pour le gaz devrait être plus touchée que celle des puits pour l'huile qui

devrait légèrement progresser.

• une croissance modeste de 5% pour le reste du monde, qui devrait être

relativement épargnée par la réduction de l'activité de forage.

La nécessité pour les compagnies pétrolières de renouveler leurs réserves

d'hydrocarbures sur le long terme constituera le moteur principal du maintien du marché.


37

Les principaux acteurs du marché du forage

La plupart des acteurs du forage en mer ont vu leur chiffre d'affaires augmenter en 2007

comme en 2006. La situation est beaucoup plus contrastée pour les acteurs du forage à

terre, notamment pour ceux qui opèrent principalement sur le marché déprimé de l'Amérique

du Nord. Que ce soit à terre ou en mer, les opérations de fusion et acquisitions se sont

multipliées en 2007 et en 2008.

En 2007, Le leader mondial du forage à terre est toujours Nabors Industries qui

maintient sa part de marché de 20%.

Le numéro 6 du secteur, le Canadien Precision Drilling rachète en août 2008, le groupe

Américain Grey Wolf alors en cinquième position. Avec 13% de part de marché, la nouvelle

société dispose de 371 installations de forage onshore, et se hisse à la deuxième place.

Patterson UTI Energy et Ensign Ressource, sont relégués en troisième et quatrième

position avec 11% et 10% du marché onshore, ils perdent respectivement -2% et -1% de

part de marché. Ensign Ressource a une faible activité internationale qui ne suffit pas à

équilibrer la baisse de son activité en Amérique du Nord. Patterson UTI a quant à lui, une

activité basée essentiellement en Amérique du Nord.

Tableau 4: Principales compagnies dans le secteur du forage à terre

Société Part de marché forage onshore 2007

Nabors Industries 20 %

Precision Drilling 13 %

Patterson UTI Energy 11 %

Ensign Resources 10 %

Helmerich & Payne 9 %

Unit Corp 4 %

KCA/Deutag Drilling 3 %

SAIPEM SPA 2,5%

Parker Drilling 1,6 %

Source IFP

En mer, Transocean conforte sa position de leader du marché du forage offshore en

rachetant en novembre 2007 le numéro deux, Global Santa Fe. Avec cette fusion, le

nouveau groupe représente 28% du marché mondial, et gagne dans un marché de l'offshore

en pleine croissance 3% supplémentaire de part de marché. Les deux sociétés sont

complémentaires, GlobalSantaFe est spécialisé dans l'offshore peu profond alors que


38

Transocean est leader de l'offshore très profond. Ceci permet au nouveau groupe de

diversifier ses clients, l'offshore peu profond étant plutôt demandé par les compagnies

nationales et les indépendants alors que les clients du très profond sont majoritairement les

grandes compagnies internationales.

Le numéro deux du forage offshore, Diamond Offshore, qui possède une activité

spécialisée dans le forage en mer profond continue de bénéficier des forts taux de location

de ses platesformes. La société dispose de 46 rigs, dont 30 semi-submersibles, un bateau

de forage et 15 jack-ups.

La société Pride International se recentre sur son activité offshore en vendant en août 2007

son activité de forage à terre en Amérique Latine à une société d'investissement. La société

avait souffert des conditions de marché difficiles au Venezuela, ainsi que de grèves en

Argentine qui ont affecté ses résultats. Sa part de marché dans le forage onshore a continué

de chuter et a été ramenée de 5% 2005 à 1% en 2007.

La compagnie chinoise, China Oilfield Services, filiale du groupe pétrolier public CNOOC

réaffirme son ambition de devenir un acteur international en forage offshore en voulant

racheter la société de forage Norvégienne Awilco Offshore qui détient 7 rigs de forage

géants et mobiles en mer du Nord et en Asie du Sud-Est.

Tableau 5: Principales compagnies dans le secteur du forage offshore

Société Part de marché forage offshore 2007

Transocean + Global Santa Fe 28 %

Noble Drilling 8 %

Diamond Offshore 7 %

ENSCO International 6 %

Pride International 5,5 %

Seadrill 5 %

Nabors Industries 4 %

Rowan Companies 3,5 %

KCA/Deutag Drilling 2%

Source IFP


39

2.4 Secteur de la construction d'équipements de production offshore

2.4.1 Activité de construction en mer: forte activité sur 2006 et 2007

Ce chapitre s'intéresse à l'activité de construction en mer des plates-formes fixes, des plates-

formes flottantes et des installations sous-marines.

En 2007, avec un total de 280 unités en construction, l'activité de construction en mer

se maintient à un haut niveau malgré une baisse de 12% enregistrée sur l'année.

L'année 2006 avait été une année record avec 56% de croissance et plus de 300 unités

offshore en construction. Sur les 280 unités décomptées en 2007, la moitié sont des

constructions de plates-formes fixes, et les deux quarts restant des plates-formes flottantes

ou des installations sous-marines.

Les six premiers mois de 2008 laissent présager une augmentation sur l'année de

+30% de l'activité de constructions offshore. Le nombre record de 375 unités construites

devrait être atteint fin 2008. Les trois types de constructions offshore devraient se renforcer

en 2008 avec:

• +40% pour les plates-formes fixes et les installations sous marines

• +10% pour les plates-formes flottantes semi-subs

Au delà de 2008, les projets de construction offshore planifiés sont par contre en

baisse de 10%. Ils s'établissent à 700 unités planifiées, soit un recul de 10% pour les plates-

formes fixes et les installations sous marines, seuls les projets de construction de semi-

submersibles continuent de croître (10%).

Figure 15: Constructions en mer

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Source: ODS Petrodata


40

• Les plates-formes fixes

Le nombre de plates-formes fixes construites a diminué de 25% en 2007, après avoir

pratiquement doublé entre 2005 et 2006. Les six premiers mois de l'année 2008 indiquent

un rebond de 30% du nombre de plates-formes fixes en construction. Le record de 2006 de

190 unités devrait être dépassé pour atteindre 200 unités.

En ce qui concerne les projets de constructions des plates-formes fixes planifiées en 2008,

leur nombre de 382 reste important, mais décroît de 11%.

Figure 16: Répartition géographique des plates-formes fixes construites en 2007

Plates-formes fixes construites en 2007

Moyen Orient32%

Europe de l'Ouest

5%

Afrique14%

Amérique Latine5%

Amérique du Nord6%

Asie/Pacifique32%

Mer Caspienne et Russie arctique

6%

Amérique du Nord

Amérique Latine

Europe de l'Ouest

Afrique

Moyen Orient

Asie/Pacifique

Mer Caspienne et Russiearctique


En 2007, la construction des plates-formes fixes est localisée pour un tiers dans la

zone Asie-Pacifique, principalement en Asie du Sud-Est et un autre tiers au Moyen-

Orient. L'Afrique représente 14% des plates-formes fixes, l'essentiel des constructions est

réalisé en Afrique de l'Ouest et une petite part en Afrique du Nord. En Amérique du Nord,

c'est le Golfe du Mexique qui représente la plus grande part des constructions avec 6% des

plates-formes fixes mondiales, soit autant que l'Amérique Latine ou la mer Caspienne ou

l'Europe de l'Ouest.

En 2007, toutes les zones géographiques à l'exception du Moyen-Orient enregistrent

des baisses de construction de plates-formes fixes. C'est le cas notamment de

l'Amérique du Nord, de l'Amérique Latine et l'Europe qui enregistrent des baisses d'activité

entre 70% et 80%.

Le Moyen-Orient enregistre par contre 30% de croissance, avec la concrétisation d'un

grand nombre de projets planifiés en 2006.


41

Dans les autres zones géographiques, l'offshore peu profond nécessitant des plates-formes

fixes est globalement délaissé au profit de l'offshore profond nécessitant des semi-

submersibles ou des développements sous marin.

Sur les six premier mois de l'année 2008, la construction de plates-formes fixes

rebondit de 40%, toutes les zones géographiques progressent, excepté l'Europe de l'Ouest

qui baisse de 30%. L'Amérique Latine devrait multiplier par 3 en 2008 le nombre de ses

plates-formes fixes et retrouver son niveau de 2006. L'Inde, très active aussi, devrait

progresser de 150%.

Figure 17: Répartition géographique des projets de plates-formes fixes panifiés en 2008

Plates-formes fixes plannifiés en 2008

Moyen Orient19%

Europe de l'Ouest6%

Afrique12%

Amérique Latine3%

Amérique du Nord4%

Asie/Pacifique46%


10%

Amérique du Nord

Amérique Latine

Europe de l'Ouest

Afrique

Moyen Orient

Asie/Pacifique



Sur les six premiers mois de 2008, le nombre de projets de plates-formes fixes

planifiés baisse de 11%, à près de 400 projets dans le monde. Il avait augmenté de 44%

entre 2006 et 2007.

La zone Asie-Pacifique concentre près de la moitié des projets de plates-formes fixes

planifiés dans le monde, l'Asie du Sud-Est compte 125 projets et l'Inde 29 projets. Le

Moyen Orient représente 19% des projets soit 73 plates-formes fixes.

Les plus fortes progressions de projets de construction de plates-formes fixes en 2008 sont

en Mer caspienne avec 39 projets, en Inde avec 29 projets, dans la zone Méditerranéen

Afrique du Nord et en Europe de l'Ouest. Les plus fortes baisses de projets de plates-

formes fixes sont en Amérique du Nord (Canada et Etats-Unis) et en Extrême Orient.

• Les plates-formes flottantes

L'activité de construction de plates-formes flottantes a connu en 2007 une forte

croissance (40%).


42

Sur le premier semestre 2008, le nombre moyen de plates-formes flottantes en

construction est de 75 contre 66 sur le premier semestre 2007, soit une croissance de

15%.

Figure 18: Répartition géographique des plates-formes flottantes construites en 2007

Plates formes flottantes en construction en 2007

Afrique14%

Moyen Orient0%

Asie/Pacifique32%

Amérique Latine23%

Europe de l'Ouest9%

Amérique du Nord21%


1%

Amérique du Nord

Amérique Latine

Europe de l'Ouest

Afrique

Moyen Orient

Asie/Pacifique



Les constructions de plates-formes flottantes en 2007 se répartissent pour un tiers en Asie

Pacifique, 23% en Amérique Latine et 21% en Amérique du Nord.

En 2007, excepté l'Extrême-Orient qui stagne, toutes les zones géographiques

enregistrent une forte croissance. L'Amérique du Nord a doublé le nombre de

constructions dans le Golfe du Mexique. L'Asie du Sud-Est et l'Europe de l'Ouest sont

les deux autres zones géographiques moteurs de la croissance avec pour chacune une

augmentation d'activité de l'ordre de 75%. L'Amérique Latine croît de 40%, soit au rythme

annuel moyen du secteur de la construction des plates-formes flottantes.

Sur les six premiers mois de 2008, la croissance de la construction des plates-formes

flottantes baisse et s'établit à 10%. L'Asie du Sud Est stagne avec une croissance quasi

nulle, le Golfe du Mexique après avoir doublé son activité l'année précédente recule de 10%,

ainsi que l'Amérique Latine qui recule de 11%.

Par ailleurs, la croissance du nombre projets de construction d'installations flottantes

planifiées ralentit en 2008, la hausse n'est plus que de +10%, alors qu'elle était

respectivement de 90% et 17% en 2006 et 2007. La plus forte baisse du nombre de projets

est localisée dans le Golfe du Mexique avec –80%. Seuls l'Amérique Latine et L'Europe de

l'Ouest arrivent à maintenir une croissance du nombre de projets de plates-formes flottantes

planifiés avec respectivement +25% et +60%.

Au Brésil, Petrobras, dans son plan d'investissement pour 2009-2020, intègre le

développement des nouvelles découvertes de l'ante-salifère du bassin de Santos et vient

d'approuver la fabrication de dix FPSO. Petrobras estime d'autre part que 20 à 50 plates-


43

formes pourraient être nécessaires pour exploiter la totalité des ressources du bassin de

Santos.

• Les installations sous marines

En 2007, le nombre d'installations sous-marines en construction s'établit à 69. Le

nombre est en baisse de 10% par rapport à 2006 qui avait connu une croissance de

25%.

Figure 19: Répartition géographique des installations sous-marines construites en 2007

Installations sous-marines en 2007


1%Asie/Pacifique22%

Moyen Orient0%

Afrique21%


Amérique Latine7%

Europe de l'Ouest31%

Amérique du Nord

Amérique Latine

Europe de l'Ouest

Afrique

Moyen Orient

Asie/Pacifique


Sources: ODS Petrodata, IFP

En 2007, les constructions sont réparties pour un tiers en Europe de l'Ouest, 22% en

Afrique de l'Ouest et 14% dans le Golfe du Mexique. Seuls l'Afrique de l'Ouest et la zone

Asie-Pacifique progressent en 2007, l'Amérique du Nord et l'Amérique Latine reculent.

Sur les six premiers mois de 2008, le nombre moyen d'installations sous-marines en

construction remonte fortement et devrait atteindre une centaine d'installations, soit

un taux de croissance de 40%. Ce nombre élevé de constructions est la concrétisation des

nombreux projets planifiés les deux années précédentes.

Les plus fortes progressions attendues pour 2008 sont en Amérique Latine, où le nombre de

constructions devrait passer de 5 à 20, et dans la zone Australie Nouvelle Zélande où le

nombre de constructions devrait doubler et passer à 14.

Cependant, le nombre de projets de construction d'installations sous-marines

planifiées en 2008 est en baisse de 15%. Excepté l'Amérique Latine qui reste stable avec

18 projets, toutes les autres zones géographiques sont touchées par la baisse, tout

particulièrement le Golfe du Mexique avec -60% et l'Europe de l'Ouest avec -30% de projets

d'installations sous-marines.


44

En résumé:

Concernant la construction offshore tous supports de production confondus, sur les

six premiers mois de 2008, la zone Asie-Pacifique qui regroupe l'Inde, l'Asie du Sud-Est,

l'Extrême Orient, l'Australie et la Nouvelle Zélande, concentre un tiers des constructions

offshore mondiales, suivie ensuite du Moyen-Orient, de l'Afrique de l'Ouest et l'Europe de

l'Ouest qui représentent respectivement 15%, 12% et 10%.

En 2008, excepté le Canada, toutes les zones géographiques sont en croissance. Les

plus fortes croissances attendues sont en Amérique Latine, en Inde, en Australie et en

Afrique du Nord.

Ces zones regroupent aussi dans des proportions similaires l'essentiel des projets de

constructions planifiées en 2008. Par rapport à 2007, le nombre de constructions planifiées

est cependant en baisse de 15%. Deux zones géographiques enregistrent encore de la

croissance: la Mer Caspienne et l'Afrique du Nord, toutes les autres déclinent, en

particulier le Golfe du Mexique et l'Extrême-Orient avec -60% de projets planifiés.

2.4.2 Chiffre d'affaire de l'activité

Les chiffres d'affaires pris en compte au niveau des sociétés, concernent la construction de

plates-formes, d'installations sous-marines, la fourniture d'équipements et de services pour

production offshore. Le chiffre d'affaires correspondant aux autres activités n'est pas pris en

compte.

• 2007-2008: une poursuite de la croissance

En 2007, le marché de la construction offshore a progressé de 22% par rapport à 2006 et

atteint 43 G$. Les principaux acteurs du secteur ont un chiffre d'affaire 2007 en

hausse.

Pour 2008, le chiffre d'affaires des six premiers mois de l'année indique une poursuite de la

croissance toujours de 22%, en cohérence avec l'augmentation de l'activité de construction

offshore observée. Par extrapolation sur le second semestre 2008, le chiffre d'affaires

mondial de la construction offshore devrait atteindre 52 G$ cette année.

En qui concerne les perspectives du marché de la construction offshore pour 2009, les

carnets de commandes des principales sociétés sont toujours bien fournis à fin juin 2008. Le

carnet de commandes de Technip représente 8 M€ soit plus d'un an de chiffre d'affaires.

Etant donné que le nombre d'installations offshore planifiées en 2008 est en baisse de 11%,

notamment pour les plates-formes fixes et les installations sous-marines, un ralentissement


45

de la croissance pour 2009 pourrait se confirmer. La croissance pourrait être ramenée entre

10% et 15%, et le marché ne pas dépasser 60 G$.

Figure 20: Marché de l'ingénierie, équipements et constructions en mer

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Source IFP

• Nature des développements offshore à venir

Les perspectives de mise en production des champs pour les années à venir s'orientent vers

les grandes profondeurs d'eau et des épaisseurs sédimentaires de plus en plus

importantes avec des pressions et des températures de plus en plus élevées (conditions

HP/HT). On estime que sur la période allant de 2007 à 2012, le développement de champs

par plus de 1000 m d'eau devrait tripler par rapport à la période 2001-2006.

Dans ce contexte de développement de champs par grandes profondeurs d'eau, les

supports flottants et les installations sous marines sont privilégiées.

Concernant les supports flottants, on observe un regain d'intérêt pour les FPSO,

notamment dans le Golfe du Mexique, où le Minerals Management Services Américain à

autorisé leur utilisation. Le FPSO était jusqu'à maintenant jugé trop peu fiable pour assurer le

rôle d'un plate-forme flottante dans cette région. Dans les régions où ce mode de production

est pratiqué, comme en Afrique de l'Ouest, le FPSO doit être solidement arrimé pour être

connecté aux têtes de puits sous-marines.

Concernant les installations sous-marines, elles s'accompagnent de réseaux de collecte et

de transport de la production, sub-sea tie back toujours plus long pour relier les têtes

de puits aux plates-formes à proximité ou aux installations de la côte. Ceci pose entre autres,

le problème de la formation d'hydrates.


46

L'accroissement des développements dans des profondeurs d'eau dépassant 2000 m et

pouvant aller jusqu'à 3000 m s'accompagne aussi du problème de poids des liaisons fond-

surface. Les industriels s'intéressent ainsi aux technologies pouvant alléger les

structures, et notamment aux matériaux composites pour alléger les risers de

production. Petrobras, pour développer ses champs à grande profondeur d'eau a

développé un système de liaison fond/surface mixte associant conduite acier et conduite

souple.

• Les principaux acteurs de la construction offshore

AkerKvaerner, Technip et Saipem constituent le peloton de tête de ce secteur avec des

parts de marché respectives de 14 % , 10% et 9%. en 2007.

Les sociétés qui gagnent des parts de marché dans le secteur de la construction offshore

sont FMC Technologies avec +2%, KBR avec +1,5 %, Saipem et Mc Dermott avec 1%

chacun.

• FMC Technologies est spécialisé dans la conception et la fabrication de systèmes de

production sous-marin. La société a aussi une activité dans les équipements haute

pression. Ces deux domaines sont incontournables pour le développement de champs à

grande profondeur d'eau.

• Saipem est impliqué par son segment d'activité offshore dans la construction du grand

projet Nord Stream de pose des deux gazoducs parallèles devant reliant la Russie à

l'Allemagne. La société travaille aussi pour Total Angola à la fabrication d'une nouvelle

plate-forme d'injection de gaz.

Aker Kvaerner, SBM Offshore, Acergy conservent leur part de marché.

• SBM offshore est spécialisé dans les plates-formes TLP et semi-submersibles ainsi que

dans les FPSO. et les systèmes d'ancrage. C'est donc aussi une société bien placée

pour la production de champs à grande profondeur d'eau.

• Acergy, a développé un système de tour risers Hyperflow, notamment utilisé sur le

champ Girassol de Total en Angola situé sous 1500 m d'eau. Un système de flottaison

permet au dispositif de production de pouvoir assurer une production par grande

profondeur d'eau. Ce système a aussi été adopté pour le champ de Greater Plutonio en

Angola situé entre 1250 et 1500 m d'eau.

• Aker Kvaerner en tant que leader du marché propose un large choix de services allant

de l'analyse réservoir jusqu'à la production et notamment la construction d'installations

fixes et flottantes.


47

Du côté des baisses de parts de marché en construction offshore, on trouve Technip avec -

2% et Global Industries avec -1,5%.

• Technip augmente de 14% son chiffre d'affaires toutes activités comprises. L'activité

subsea est stable mais l'activité construction de plates-formes baisse de 38%. Les autres

segments d'activité prennent le relais, notamment la construction d'installations de

traitement onshore pour l'aval dont fait partie le train de GNL pour le Qatar. Ce segment

rapporte en 2007 plus de la moitié du chiffre d'affaires de Technip.

Tableau 6: Parts de marché des sociétés du secteur de la construction offshore

Sociétés Part de marché 2007

Aker Kvaerner 14%

Technip 9,5%

Saipem 9%

FMC Technologies 8 %

SBM Offshore 6 %

Acergy 5.7 %

Mc Dermott 5,2 %

KBR 4,7%

Subsea7 4,5 %

Global Industries 2 %

Helix – Cal Dive 1,5 %

Gulf Island Fabrication 1 %

Source IFP


48

2.5 Conclusion Après 2006, qui était une année record, 2007 a encore été une très bonne année pour le

marché parapétrolier. Excepté le forage à terre dont le chiffre d'affaires est en baisse de

3%, les autres secteurs de l'exploration production affichent des progressions comprises

entre 10 et 40%.

Si l'effet prix explique toujours une partie de cette croissance des marchés, l'activité

continue toujours de progresser. Le nombre d'équipes sismiques dépasse depuis fin 2007

les 300 équipes en opération dans le monde. La construction offshore, notamment des semi-

submersibles est toujours en expansion. Les forages à terre qui stagnaient en 2007,

reprennent en 2008. Le nombre de forages en mer bien que ne progressant que très

faiblement, reste à un haut niveau.

Tableau 7: Évolution des investissements et principaux marchés parapétroliers

2005 2006 2007 2008 2009 Investissements E&P + 25 % + 29 % + 18 % + 19% 0% Géophysique + 25 % + 40 % + 20 % + 10% 0 à 5% Forage à terre + 35 % + 35 % -3 -5% -5 à -15% Forage en mer + 8 % + 25 % + 40% + 23% + 10 à 15% Construction en mer +13 % + 30 % + 18 % +25% + 10 à 15%

Cependant, certains indices laissent penser que 2008 correspond à une année de fin cycle

et qu'un retournement est fort probable en 2009. Les projets de construction offshore

planifiés commencent à baisser, le chiffre d'affaires des petits équipementiers en

géophysique stagne ou baisse.

L'autre signe du retournement de tendance, est la forte baisse du prix du baril observé

depuis le pic de juillet 2008, à 145 $/b. Depuis ce pic, le baril a reflué sous les 60 $/b avec

le recul de la demande en produits hydrocarbures.

Si sur le court terme les compagnies pétrolières sont confrontées à une baisse de la

demande et pourraient différer leurs programmes d'exploration, sur le moyen et le long terme

elles ont la nécessité d'assurer le renouvellement de leurs réserves qui déclinent. Les

sociétés pétrolières doivent continuer à développer leurs champs pour maintenir leur niveau

de production.


49

3 Le raffinage �

3.1 Introduction

2008 a connu deux situations sensiblement opposées entre le premier et le deuxième

semestre. Nous analyserons les faits en 2007 et au premier semestre de cette année et

fournirons quelques éléments pour tenter de comprendre les perturbations probables que

devra subir l'industrie du raffinage dans les mois à venir.

Avant l'accentuation de la crise financière et sa répercussion sur l'économie réelle le

secteur du raffinage affichait déjà des performances économiques qui montraient des signes

de ralentissement. Toutefois les situations étaient fort différentes selon les grandes zones

géographiques. Aux États-Unis, la baisse de la demande qui avait démarré bien avant l'été–

en réaction à l'augmentation du prix des produits-, s'est traduite par un affaiblissement des

marges de raffinage, tandis qu'en Europe la stagnation de la demande n'a pas eu de

répercussion apparente sur les marges. A l'inverse, le maintien d'une forte progression de la

demande en Asie a assuré une bonne rentabilité aux raffineurs et un niveau d'investissement

vigoureux. Au niveau mondial, l'Asie et dans une moindre mesure le Moyen Orient

permettent une stabilité –fragile- entre capacités de raffinage et demande de produits.

La hausse des cours du pétrole va s'accentuer en 2008 et le recul des ventes de produits

raffinés qui en résulte -aux États-Unis et en Europe- va se traduire par une détérioration des

résultats financiers des activités aval des grandes compagnies pétrolières. La baisse des

taux d'utilisation des raffineries principalement dans les pays industrialisés et les coûts des

services et des matières premières vont également peser sur les marges de raffinage

affectant la rentabilité des compagnies.

Depuis quelques années, l'accroissement de la demande, le gonflement des marges,

l'augmentation des coûts et dans une moindre mesure l'augmentation –lente- du taux

d'utilisation des raffineries ont provoqué un renforcement sensible des dépenses dans

l'industrie du raffinage dont les prévisions pour 2008 confirmeront la tendance. Ces

prévisions qui ont été formulées sur la réalité économique de fin 2007 risquent de s'avérer

quelque peu optimistes.

En 2008, les conditions restaient favorables à un accroissement des investissements dans le

secteur notamment dans les zones hors Amérique du Nord et Europe. Les principales

tendances qui s'affichent sont les suivantes:


50

- une timide augmentation des projets susceptibles d'aboutir à une phase

d'industrialisation notamment les projets de nouvelles capacités de distillation dans

de nouvelles raffineries.

- une diminution des projets privilégiant des augmentations de capacités de distillation

dans des installations existantes

- une forte accélération des projets de conversion

La poursuite des programmes d'investissements dans de nouvelles capacités de raffinage et

de conversion exige une conjoncture durablement favorable: maintien des marges de

raffinage élevées, et demande soutenue sont nécessaires pour rattraper le retard pris en

terme d'investissements dans le raffinage.

Mais depuis cet été les conditions économiques ont considérablement évoluées: crise

financière aux États-Unis, transmission à l'économie réelle et probable propagation à toutes

les zones du globe, crise du crédit, augmentation du risque d'investissement, et plus

généralement crise de confiance, dans le domaine de l'énergie confirmation de la baisse de

la demande dans les pays de l'OCDE et probable ralentissement dans les zones jusqu'à

présent non affectées...Devant tant d'incertitudes et disposant d'un recul insuffisant pour

établir des prévisions il n'est pas aisé de prévoir le futur. En revanche, on peut affirmer

que le contexte économique devrait freiner très nettement la hausse des

investissements que connaît le secteur du raffinage depuis 2 à 3 ans. 2009 augure un

probable ralentissement des investissement dans l'aval pétrolier.


51

3.2 Tensions sur les capacités de raffinage et disparité des situations par zones

En 2007, comme l'année précédente les capacités de raffinage dans le monde ont

augmenté de 1.4% s'établissant à 87.9 Mb/j soit une capacité supplémentaire de 1.2 Mb/j.

Pour la deuxième année consécutive, les tensions sur les capacités de raffinage qui restent

fortes, semblent se détendre légèrement passant d'une surcapacité de 2.4 Mb/j en 2006 à

2.7 Mb/j en 2007. Ceci s'explique par un nouveau ralentissement de l'accroissement de la

demande (+1.0%) et par une augmentation supérieure de la capacité de raffinage. Le taux

d’utilisation dans le monde enregistre une nouvelle baisse s'établissant à 85.9 % en 2007

(Figure 23).

Figure 21: Demande pétrolière et capacité de raffinage dans le monde

Source: IFP à partir de BP Statistical Review of World Energy 2008

Le ralentissement de la demande s'explique principalement par une stagnation de la

demande aux États-Unis (+0.1%) et par une diminution sensible en Europe (-2.4%). L'offre

est soutenue par un accroissement sensible des capacités de raffinage en Asie-Pacifique

(+3.3%) et au Moyen Orient (+3.5%).

Les États-Unis présentent depuis longtemps un déficit de capacités mais depuis 2004,

année record, ce déficit ne cesse de diminuer. Il est passé de 3.6 Mb/j en 2004 à 3.1 Mb/j en

2007 soit un gain de 0.5 Mb/j (Figure 24). Cette évolution ne s'explique pas par une relance

des investissements dans de nouvelles capacités mais plutôt par la conjonction d'une

demande qui ralentit et de capacités de raffinage qui augmentent lentement grâce aux

investissements engagés pour accroître les des capacités des installations existantes. Il est

Monde

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Demande Capacité Raffinage % Utilisation Capacité


52

surprenant de constater dans un contexte de déficit structurel que le taux d'utilisation des

capacités de raffinage continue de diminuer pour la troisième année consécutive

s'établissant à 86% en 2007 après avoir atteint 90% en 2003 et 2004. En 2007, ce mauvais

résultat s'explique par une succession d'incidents et d'arrêts programmés pour

maintenance.

Figure 22: Demande pétrolière et capacité de raffinage aux États-Unis


L'équilibre fragile qui caractérise l'Europe depuis de nombreuses années bénéficie en 2007

d'un légère détente grâce à la diminution de la demande alors que les capacités de raffinage

restent stables. Les capacités excédentaires passent en effet de 0.4 Mb/j en 2006 à 0.73

Mb/j en 2007. Le taux d'utilisation diminue pour la deuxième année consécutive s'établissant

à 88% en 2007 alors qu'en 2005 il atteignait 91%.

En zone Asie-Pacifique, l'augmentation de la demande s'accompagne d'une hausse des

capacités de raffinage. Le déficit n'est pas résorbé mais diminue progressivement: en trois

ans il est passé de 1.4 Mb/j (2005) à 0.8 Mb/j (2007), soit un gain de 0.6 Mb/j. Alors que la

demande augmente de 4.4% depuis 2005, les capacités de raffinage progressent de 7.2%

pendant cette période. Le taux d'utilisation des raffineries reste depuis plusieurs années très

élevés aux alentours de 90%.

Au Moyen Orient, les capacités de raffinage couvrent aisément la demande. Cette situation

a eu tendance à se détériorer au fil des ans sous l'effet d'une très forte hausse de la

demande: le ratio capacités/demande est passé de +1.4 Mb/j en 2003 à +1.2 Mb/j en 2006.

En 2007 cette érosion s'est stabilisée grâce aux nouveaux investissements engagés dans la

région depuis quelques années.

Etats-Unis

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%



53

Les tensions demeurent entre capacité de raffinage et demande pétrolière dans le monde

malgré une amélioration depuis deux ans. La zone Asie-Pacifique surtout mais aussi le

Moyen Orient permettent le maintien d'un léger excédent de capacité au niveau mondial,

malgré une très forte demande en provenance des pays émergents et un manque

d'investissement dans de nouvelles capacités dans les zones OCDE (États-Unis et Europe

notamment).

Figure 23: Demande pétrolière et capacité de raffinage en Asie-Pacifique


En 2008, après de nombreuses révisions à la baisse la demande mondiale devrait

progresser de 0.5% selon les prévisions de l'AIE. Ce net ralentissement est essentiellement

dû à la baisse très sensible de la demande en Amérique du Nord (-3.5%) et à la stabilisation

de la demande européenne (-0.6%) . Le Moyen Orient (+6.2%), l'Amérique Latine (+5.4%) et

l'Asie-Pacifique (+2.8%) notamment la Chine (+6.7%) continuent de soutenir la

consommation mondiale de pétrole. Les capacités de production devraient progresser au

rythme d'achèvement des projets et des mises en opération de nouvelles unités (distillation

et conversion). Les prévisions sur l'évolution des projets pour l'année 2008 tablent sur une

augmentation de près de 1.6 Mb/j des capacités de distillation et de 4.2 Mb/j des capacités

de conversion.

La crise financière qui s'est accentuée au deuxième semestre de cette année risque d'avoir

un impact sur la progression des projets déjà engagés et sur ceux à l'étude. Les effets ne

seront pas encore très visibles en 2008 en raison de la nature des projets (investissements

lourds engagés sur plusieurs années). Pour 2009, la situation peut être fort différente. De

nombreux retards ou simples annulations de projets sont prévisibles. A l'heure actuelle, il est

encore hasardeux de prédire avec précision l'évolution de l'équilibre demande/capacités de

raffinage pour les mois à venir tant le manque de visibilité reste important. La ralentissement

Asie-Pacifique

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

27500

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%



54

de la demande prévu par l'AIE pour l'année 2009 et ses conséquences industrielles

poussent cependant à un certain pessimisme pour les mois à venir.

3.3 Détérioration des marges de raffinage

D'une façon générale, les marges de raffinage reflètent les tensions offre-demande dans un

contexte de capacité de raffinage donné. Si les capacités s'avèrent trop étroites par rapport à

la demande, les marges auront tendance à augmenter. L'investissement insuffisant dans le

raffinage depuis une quinzaine d'années et la brusque augmentation de la demande

pétrolière -aggravée par les phénomènes climatiques de 2005, ouragans Rita et Katrina- ont

accentué les tensions offre-demande et poussé structurellement les marges de raffinage à

croître. La courbe des marges de raffinage sur Brent cracking en moyenne annuelle (Figure

26) –et sur les autres bruts- illustre cette tendance. La marge moyenne passe de 0.74 $/b en

2002 à 5.09 $/b en 2007 (à l'exception de l'année 2006 où la marge de raffinage baisse mais

demeure malgré tout raisonnablement élevée). En outre, l'approvisionnement croissant en

bruts lourds et soufrés est confronté à l'outil de raffinage partiellement inadapté à traiter ces

bruts avec des capacités de conversion et de désulfuration insuffisantes. Des tensions sur

les produits légers sont apparus alors qu'à l'inverse les disponibilités en produits lourds se

sont accrues. Conséquence de ceci, les différentiels entre produits légers et lourds se sont

accentués. De nouveaux besoins sont apparus provoquant une nouvelle dynamique

d'investissements.

En 2007, dans ce contexte de forte demande et de capacités de raffinage insuffisantes les

marges ont atteint des niveaux très élevés notamment aux États-Unis. En moyenne sur

l'ensemble de l'année les marges vont atteindre 5.44 $/b (LLS cracking USGC). Au premier

semestre la marge frôle les 15 $/b au mois de mai. La deuxième partie de l'année n'a pas

connu les mêmes niveaux de marges. L'augmentation brutale du prix du brut a entraîné une

forte détérioration des marges jusqu'à atteindre un chiffre négatif en décembre 2007. Les

prix des produits raffinés ont augmenté mais insuffisamment pour couvrir le coût de la

matière première. Les compagnies américaines n'ont pas réussi à répercuter totalement la

hausse du pétrole sur les produits raffinés notamment l'essence.

Cette situation va se poursuivre en 2008 avec l'accélération de la hausse du prix du brut.

Mais d'autres facteurs vont également contribuer à la détérioration des marges: la demande

d'essence va diminuer sensiblement à partir du premier trimestre (pas d'effet "driving

season") sous la pression des prix et d'une détérioration générale de l'économie; l'addition

d'éthanol à l'essence va également ralentir la consommation de produits pétroliers. Les


55

stocks d'essence vont considérablement gonfler atteignant à la fin du premier trimestre des

niveaux depuis longtemps inégalés.

2008 s'inscrit -après une bonne année 2007- dans une situation de nette dégradation où les

marges atteignent 3.13 $/b sur les neuf premiers mois de l'année soit 2.31 $/b de moins que

pendant l'année 2007. La baisse sensible de la demande d'essence –avec un décrochage

récent du prix du produit- devrait continuer diminuant encore les marges de produit.

En Europe les marges restent élevées en 2007 en dépit d'un hiver doux (5.09 $/b sur Brent

cracking Europe Nord-Ouest). Malgré la flambée des cours du brut, les raffineurs réussissent

à maintenir des marges importantes grâce au prix de vente de leurs produits. Les tensions

structurelles sur le marché du kérosène et du gazole garantissent des prix suffisants pour

couvrir l'augmentation du coût en matière première. En 2008, les marges vont afficher une

légère baisse – beaucoup moins importante que de l'autre côté de l'Atlantique- sous l'effet

principal d'une baisse de la demande de produits pétroliers: après 9 mois la marge sur Brent

Cracking s'établit à 4.9 $/b ce qui constitue encore une marge tout à fait raisonnable. Le

différentiel de prix entre distillats (notamment le gazole 0.1% et l'ULSD 10 ppm ainsi que le

jet kero) et brut dont la tendance était à la hausse au premier semestre, après un court

fléchissement repart de nouveau à la hausse malgré la chute du prix du brut. Les marges se

rétablissent en septembre.

En Asie-Pacifique, les marges sont souvent inférieures à celles des autres zones

considérées en raison d'une demande en produits légers moins importante et donc moins

valorisable. Cependant, la vigueur de la demande permet la progression puis le maintien de

marges élevées. Par rapport aux années précédentes, les marges de raffinage enregistrées

en 2007 dans cette zone se renforcent s'établissant à 3.58 $/b en moyenne sur Dubaï

hydrocracking. En 2008, sur les trois premiers trimestres, les marges restent stables à

3.44 $/b ce qui peut être considéré comme une valeur satisfaisante.

Tableau 8: Marges de raffinage complexes (moyenne annuelle en $/b)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(p)**

Brent–Cracking (Europe Nord-Ouest) 3,37 2,05 0,75 2,34 3,77 4.98 4.04 5.09 4.90

LLS* (Cracking US "Gulf Coast") 1,29 1,36 0,31 1,12 1.69 5.37 5.21 5.44 3.13

Dubaï-Hydrocrack. (Singapour) 0,89 -0,20 -0,56 0,82 3.74 3.96 2.19 3.58 3.44

* Light Louisiana Sweet.; ** moyennes sur les 9 premiers mois de l’année. Source : Oil Market Report (AIE), IFP.


56

Figure 24: Évolution des marges de raffinage complexes mensuelles et annuelles (en $/b)

-2

3

8

13

18

23

janv

-02

mar

s-02

mai

-02

juil-

02

sept

-02

nov-

02

janv

-03

mar

s-03

mai

-03

juil-

03

sept

-03

nov-

03

janv

-04

mar

s-04

mai

-04

juil-

04

sept

-04

nov-

04

janv

-05

mar

s-05

mai

-05

juil-

05

sept

-05

nov-

05

janv

-06

mar

s-06

mai

-06

juil-

06

sept

-06

nov-

06

janv

-07

mar

s-07

mai

-07

juil-

07

sept

-07

nov-

07

janv

-08

mar

s-08

mai

-08

juil-

08

sept

-08

$/b

Brent Cracking (Europe Nord-Ouest)

LLS Cracking (Etats-Unis Gulf-Coast)

Dubai Hydrocracking (Singapour)

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

janv

-02

mar

s-02

mai

-02

juil-

02

sept

-02

nov-

02

janv

-03

mar

s-03

mai

-03

juil-

03

sept

-03

nov-

03

janv

-04

mar

s-04

mai

-04

juil-

04

sept

-04

nov-

04

janv

-05

mar

s-05

mai

-05

juil-

05

sept

-05

nov-

05

janv

-06

mar

s-06

mai

-06

juil-

06

sept

-06

nov-

06

janv

-07

mar

s-07

mai

-07

juil-

07

sept

-07

nov-

07

janv

-08

mar

s-08

mai

-08

juil-

08

sept

-08

$/b


LLs Cracking (Etats-Unis)

Dubai Hydrocracking (Singapore)

0,74

0,32

(0,56)

2,48

0,83

1,31

2,01

3,83

3,874,98

3,96

2,19

4,04

5,21

3,47

5,09

3,13

3,44

4,80

5,30

4,90

Source : Oil Market Report (AIE), IFP

Quel sera l'impact de la crise économique actuelle sur les marges? Il est difficile de répondre

avec précision. La situation actuelle caractérisée par un ralentissement de la demande

malgré la chute spectaculaire du prix du brut -qui reste encore relativement élevé aux

alentours de 60 $/b- et par une probable détente sur les capacité de raffinage, paraît peu

favorable à des marges élevées. La confirmation de la baisse de la consommation d'essence

aux États-Unis en 2009 va non seulement maintenir des marges faibles outre atlantique mais

affecter également le marché européen. La baisse de ses importations en provenance

d'Europe risque de créer une surcapacité d'essence dans l'Union Européenne affectant à

son tour les marges. L'Asie devient dans ce scénario la destination des excédents d'essence

avec les risques de surabondance dans cette zone et de baisses des marges. L'essence

apparaît actuellement au centre des déséquilibres du raffinage.


57

3.4 Résultats nets en baisse et recrudescence des opérations de cessions/acquisitions

3.4.1 Évolution des résultats nets des sociétés

En 2007, la dégradation progressive des performances économiques dans l'aval pétrolier se

confirme. Les résultats nets des principales sociétés européennes et américaines diminuent

dans leurs activités de raffinage entre 2006 et 2007. A l'exception de Repsol-YPF, Shell,

ConocoPhillips et ExxonMobil les autres compagnies sélectionnées enregistrent des

résultats moins favorables en 2007. La hausse des cours du pétrole qui pèse sur les marges

de raffinage (notamment aux États-Unis), le recul généralisé des ventes de produits raffinés

aussi bien aux États-Unis qu'en Europe expliquent pour l'essentiel cette évolution. Il faut

ajouter la baisse des taux d'utilisation des raffineries principalement aux États-Unis et en

Europe et les coûts plus élevés des services et des matières premières.

Tableau 9: Résultats nets des sociétés pour le secteur raffinage distribution (millions de $)

2007 2006 Variations %

Total 3475 3497 -0.6

BP 2617 5283 -50.5

ENI 437 790 -44.7

Repsol-YPF 944 307 +207.5

Shell 6951 7027 +30.2

Statoil 485 748 -2.5

Chevron-Texaco 3502 3973 -11.9

Conoco/Phillips 5923 4481 +32.2

ExxonMobil 9573 8454 +13.2

Sunoco 841 957 -12.1

Tesoro 1180 1455 -18.9

Valero 7604 8364 -9.1 Source : rapports annuels et BIP.

Les mauvais résultats enregistrés par BP s'expliquent –en plus du contexte général

défavorable- aussi par les contre performances de ses deux principales installations

américaines (Texas City et Whiting) qui fonctionnent en 2007 à la moitié de leur capacité,

conséquence des incidents graves survenus en 2005 sur ces installations (explosion et

incendie). ENI explique la détérioration de ses résultats par des marges très insuffisantes

réalisées surtout dans les raffineries complexes (approvisionnées en bruts soufrés réduisant

l'avantage comparatif d'une raffinerie complexe à produire à partir d'une matière première à


58

bas coût) et par le taux de change euro/dollar. Les trois sociétés dont l'activité est centrée

uniquement sur le raffinage –Sunoco, Tesoro et Valero- souffrent également de la

conjoncture avec des résultats en recul par rapport à l'exercice précédent.

A l'inverse et contrairement aux tendances générales, Repsol-YPF obtient des résultats en

forte progression. La compagnie explique cette évolution par une hausse de sa marge de

raffinage (supérieure à 7.21 $/b en 2007), et par une plus grande capacité de distillation

(+1.4%). Le résultat exceptionnel de cette année s'explique aussi par la vente de 10% des

actions de CLH (Companía Logística de Hidrocarburos).

Pour 2008, les résultats des neuf premiers mois semblent confirmer une détérioration des

résultats dans le raffinage: en comparant les trois premiers trimestres 2008 avec ceux de

2007 on constate que la plupart des sociétés sélectionnées affichent des résultats en net

recul (Figure 27). Les compagnies américaines dégagent des résultats nettement inférieurs à

ceux des compagnies européennes. Ils oscillent entre -21% (ExxonMobil) et -60% (Tesoro)

alors que Shell -le plus mauvais résultat européen- affiche -13%. Chevron, ConocoPhillips

ainsi que les trois sociétés spécialisées en raffinage –Sunoco, Tesoro et Valero- affichent

des résultats en net recul par rapport à la même période en 2007 s'étalant sur une fourchette

de -40% à -60%. Total qui avait enregistré une baisse de 29% (en $) dans le premier

semestre 2008 -qui s'explique selon la compagnie par la contribution moins importante des

sociétés mises en équivalence, essentiellement Wepec en Chine et CEPSA, et par un

environnement du raffinage et du marketing moins favorable- se reprend nettement au

troisième trimestre puisque sur les neufs premiers mois le résultat devient positif avec +2%.

Repsol-YPF et StatoilHydro proposent des résultats en augmentation en 2008 avec +13% et

+11% respectivement.

Figure 25: Résultats nets des sociétés pour le secteur raffinage distribution (millions de $) 9 premiers mois 2007-2008

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Total

BPENI

Repsol-Y

PF

RD/She

ll

StatoilH

ydro

Chevro

n

Conoco

Ph

Exxon

M

Sunoc

o

Tesoro

Valero

M$

9 mois 2008 9 mois 2007

Source: IFP


59

Ces résultats arrêtés fin juin ne permettent pas d'inclure l'impact de la baisse du prix du baril.

Il est prévisible que la baisse du prix du baril affectera les comptes des sociétés, notamment

à travers leurs activités d'E&P dont les résultats dépendent directement du prix du baril. Les

compagnies qui dégageaient d'importants bénéfices grâce à leurs activités dans l'amont

pétrolier seront financièrement davantage impactées dans cette nouvelle configuration.

3.4.2 Opérations de fusions/acquisitions

Les tendances en termes de fusion et acquisition font apparaître depuis quelques années de

nouveaux acteurs spécialisés dans les activités de l'aval pétrolier tels que Sunoco, Tesoro et

Valero aux États-Unis et Petroplus en Europe. En parallèle, certaines grandes compagnies

pétrolières intégrées ont tendance à abandonner cette activité au profit des activités d'E&P

qui présentent des niveaux de rentabilité bien plus significatifs malgré l'amélioration des

marges de raffinage depuis quelques années. C'est ce dernier facteur qui a poussé les

"spécialistes" à acquérir ces nouveaux actifs, "délaissés" par les compagnies intégrées. La

poursuite des fusions et acquisitions dépendra principalement de l'évolution des marges de

raffinage et donc de la rentabilité attendue de cette activité.

Depuis la fin 2007, les principales actions dans ce domaine sont géographiquement très

diversifiées.

Les actions les plus remarquées sont à mettre à l'actif de:

Aux États-Unis:

• BP et Husky Energy qui ont mis en place deux joint ventures 50/50 avec d'une part BP

qui détient 50% du champ de Husky's Sunrise dans l'Alberta et d'autre part Husky qui

prend 50% de la raffinerie de Toledo dans l'Ohio (155 000 b/j). L'objectif concernant la

raffinerie est de ramener sa capacité à 170 000 b/j et de traiter des bruts lourds d'ici

2015. La valeur des actifs de 5.5 milliards de $ a été échangée à parité de valeur sans

transaction monétaire.

• Alon USA Energy achète la raffinerie de Krotz Spring (Louisiane) d'une capacité de

83 000 b/j à Valero Energy Corporation pour 333 millions de $. Valero envisage de

vendre d'autres actifs dans un proche avenir. Un total de cinq raffineries seraient

susceptibles d'être mis en vente prochainement soit un tiers des capacités de raffinage

de Valero selon Bill Klesse, p-dg de la firme. Parmi ces cinq raffineries, trois paraissent

particulièrement concernées: la raffinerie d'Aruba (275 000 b/j), la raffinerie de Kronz

Springs (140 000 b/j) et la raffinerie de Memphis (195 000 b/j). Pourraient s'ajouter les

raffineries d'Ardmore (90 000 b/j) et de Paulsboro (195 000 b/j). Ces ventes d'actifs dans


60

le raffinage sont motivés selon la firme par le ralentissement de l'économie américaine et

la baisse de la demande de carburants qui en résulte.

En Europe:

• La compagnie hongroise MOL Oil and Gas achète la compagnie Italiana Energia

Servizi (IES) dont les actifs se composent de la raffinerie de Mantova (56 000 b/j), un

réseau de 165 stations services et divers actifs de logistique. La valeur de la transaction

s'élève à 800 millions d'euros.

• Dans le cadre de la privatisation du raffinage albanais, le gouvernement est arrivé à un

accord avec le consortium Refinery Associates (Texas) qui inclut Antika Enterprises

Consortium et Mercuria Energy dont le siège est à Genève, pour la vente de la société

nationale ARMO. Cette société comprend les raffineries de Ballshi et de Fieri; La

transaction s'est conclue sur un montant de 125 millions d'euros.

• Petroplus Holding AG conclut l'achat de deux raffineries avec RD Shell après avoir

reçu l'approbation de la Commission Européenne. La vente de Petit Couronne

(142 000 b/j) et de Reichstett (77 000 b/j) a été conclue pour un montant de 875 millions

d'euros.

• Le groupe pétrochimique Basell achète la raffinerie de l'Etang de Berre (80 000 b/j) à

RD Shell pour 700 millions d'euros. Avec la vente de ces trois raffineries, Shell se retire

totalement des activités de raffinage en France.

• Le russe Zarubezhneft projette l'acquisition de la raffinerie de Bosanski Brod en

République Serbe de Bosnie. Le montant de la transaction comprendrait la valeur de la

raffinerie (125 million d'euros) et l'achat des dettes existantes. Le projet comprend

l'extension et la modernisation de la raffinerie.

• Le projet de rachat de MOL par l'autrichien OMV a échoué. Les exigences des

services européens de la concurrence ont poussé la compagnie autrichienne a renoncer

à sa grande fusion avec la compagnie hongroise. La question actuellement est de savoir

ce que OMV va faire dans les mois à venir des 20.2 % qu'il détient dans MOL. De

nouveaux mouvements d'achats et/ou fusions sont probables dans le court ou moyen

terme. Lukoil et Gazprom semblent intéressés et peut-être d'autres.

Au Moyen Orient:

• Saudi Aramco et ExxonMobil vendent leurs parts dans Luberef (Saudi Aramco

Lubricating Oil Refining) et Petrolube (Petromin Lubricating Oil Company) aux

compagnies Jadwa Investment Company et Advanced Petroleum Services Lmtd


61

respectivement. Les parts d'ExxonMobil (29% de Luberef et 30% dans Petrolube) ont été

évaluées à 500 millions de $.

En Asie Pacifique:

• La compagnie brésilienne Petrobras obtient l'achat de 87.5% des parts détenues par la

filiale d'ExxonMobil, Tonen General Sekiyu KK, pour un montant de 55 millions de $.

L'objectif affiché par Petrobras à travers cette acquisition est le renforcement de sa

position dans la zone Asie Pacifique (et plus généralement hors de son territoire national)

de manière à assurer un marché à son brut lourd.

• Saudi Aramco cherche à vendre ses parts (40%) dans Petron (Philippines) au

britannique Ashmore Group pour un montant de 550 millions de $. Les actifs de Petron

incluent la raffinerie de Limay (180 000 b/j) et un réseau de 1200 stations services.

• Le groupe chinois Sinopec a vendu cinq raffineries et 63 stations services à sa filiale

Sinopec Corp pour 500 millions de $. Les raffineries concernées sont: Hangzhou (100%),

Vangzhou Petrochemical (60%), Zhanjiang Dongxing (60%), Taizhou Petrochemicals

(100%) et Qingjiang Petrochemicals (100%).

En Amérique Latine:

• RD Shell est parvenu a un accord avec le gouvernement de la République

Dominicaine pour la vente de 50% de ses parts dans la raffinerie REFIDOMSA. Le

montant de la transaction s'élève à 110 millions de $/

Dans les pays de la CEI:

• Gazprom achète des actifs à Rosneft pour un montant de 3.5 milliards de $. Ce

montant inclut l'acquisition de 50% dans les raffineries de Strezhevsky et Tomskneft.

• Gazprom étudie la possibilité d'acquérir le 20% détenus par Sacyr Vallehermoso dans

Repsol-YPF. A ce stade, il s'agit d'intentions tout à fait préliminaires, mais les parts de

Sacyr Vallehermoso pourraient bien intéresser d'autres investisseurs (Total et Shell ?).

En Afrique:

• Tamoil Africa Holdings et l'indien Essar Oil Ltd parviennent à un accord avec les

majors Chevron, Shell et BP pour prendre leurs parts (50%) dans la raffinerie de Kenya

Petroleum Refining. Les 50% restant demeurent dans les mains du gouvernement

kenyan. L'accord a été conclu sur un montant de seulement 14 millions de $ et un

engagement d'investissement de 350 millions de $ pour la modernisation de la raffinerie.


62

Selon les information répertoriées, les transactions en termes de fusions et acquisitions qui

ont eu lieu entre le dernier trimestre de 2007 et actuellement s'élèvent à 14 milliards de $.

Les États Unis arrivent en tête avec 42% du montant des transactions, suivis de la Russie

avec 25% et une seule affaire (Rosneft/Gazprom) puis de l'Europe avec 19%.

La nouvelle réalité économique affecte davantage les acteurs plus petits qui risquent de se

trouver rapidement fragilisés par la pénurie de crédit et plus globalement par la conjoncture

économique générale. Une nouvelle consolidation du secteur du raffinage pourrait s'amorcer,

les acteurs les plus puissants prenant le contrôle des plus petits devenus vulnérables. Les

perspectives peu optimistes d'évolution des marges peut freiner cette tendance.

3.5 Hausse des dépenses dans l’industrie du raffinage, mais...

A partir de l'année 2005, les dépenses dans les activités de raffinage se sont sensiblement

accélérées. Depuis cette date, les dépenses totales ont augmenté de 24% alors qu'entre

2000 et 2005 la hausse n'avait été que de 12%. L'augmentation de la demande a entraîné

un accroissement du taux d'utilisation des raffineries. Malgré la hausse du prix du brut, les

marges de raffinage ont globalement augmenté. Cette évolution a entraîné une hausse du

nombre de nouveaux projets qui cumulé à la hausse du prix des matières premières et des

services s'est traduit par une forte augmentation des dépenses d'investissement.

Avant 2005, la hausse des dépenses avait été le fait des produits chimiques/catalyseurs

(+17%) et surtout de la maintenance (+19%), les dépenses en capital avaient quasiment

stagné enregistrant une légère hausse de 2% en 5 ans.

Durant la période 2005-2008, les dépenses en maintenance et produits

chimiques/catalyseurs continuent de croître au même rythme aux alentours de 17%-19%,

alors que les dépenses en capital s'accélèrent brutalement avec une croissance de 36%

pendant la période. Aux États-Unis et en Europe, des investissements de modernisation ont

été effectués notamment pour traiter des bruts soufrés et pour mieux valoriser le fond du

baril sur les installations existantes: amélioration de la qualité des produits et plus de

flexibilité au niveau de la matière première à traiter tout en maintenant une bonne rentabilité

sont les critères qui ont guidé les raffineurs. Pour répondre à une demande interne en forte

croissance la zone Asie-Pacifique quant à elle a majoritairement investi dans de nouvelles

capacités en raffineries complexes.

En terme de progression annuelle, la croissance des dépenses de capital a été très rapide

avec 20% d'augmentation entre 2006 et 2007 permettant de passer de 17.5 milliards de $ à


63

21.0 milliards de $. Avec 9% d'augmentation, les dépenses totales passent de 52 milliards

de $ à 57 milliards de $ en 2007. En 2008, les dépenses totales enregistrent une croissance

de 8.6% totalisant 62 milliards de $ dont 12% pour les dépenses en capital soit 24 milliards

de $.

Tableau 10: Dépenses mondiales de l'industrie du raffinage (milliards de G$)

2005 2006 2007 2008 (p)

Investissements 17,3 17.5 21.0 23.5 Maintenance* 19,6 20.6 21.7 23.2 Catalyseurs et produits chimiques 12,8 14.0 14.1 15.0 Total 49.7 52.1 56.8 61.7

Source : IFP d’après HPI Market Data ; (p) prévision * 40 % correspondent à des équipements et du matériel, le reste à de la main d’œuvre et des services.

Figure 26: Historique des dépenses mondiales de l'industrie du raffinage (milliards de $)

10

12

14

16

18

20

22

24

26

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

G$

0

10

20

30

40

50

60

70

G$

Total (axe secondaire) Capital (1) Maintenance (2) Chemicals/catalysts

� � � Source : IFP d’après HPI Market Data ; (p) prévision

L'augmentation des dépenses en capital est une évolution positive dans l'objectif de combler

le retard accumulé dans le domaine des investissements en capacités de raffinage, que ce

soit en nouvelles raffineries ou en augmentation de capacités des raffineries existantes.

Cependant, les tensions sur l'outil de raffinage mondial n'ont pas disparu. Des efforts

d'investissements sont encore nécessaires et notamment au niveau des capacités de

conversion. Ces efforts sont d'autant plus nécessaires que les contraintes

environnementales de plus en plus sévères sont un facteur de surcharge d'investissement

important (selon CONCAWE l'investissement en capital nécessaire en Europe pour atteindre

la qualité 50 ppm de soufre se situe entre 2.9 et 3.5 milliards d'euros et entre 6.7 à 7.5

milliards d'euros supplémentaires pour atteindre les 10 ppm de soufre).


64

Il convient de souligner que ces chiffres –Tableau 10, prévisions pour 2008- masquent

l'impact éventuel que pourrait avoir la récente crise financière sur le secteur du raffinage,

notamment sur la demande de produits pétroliers et sur les marges de raffinage. La

demande est déjà installée sur une tendance baissière dans les pays industrialisés, et freine

fortement dans les autres régions du monde. Il est fort probable que les dépenses se

stabilisent ou enregistrent une baisse, au moins en 2009.

3.6 Multiplication des annonces de projets

Les données sur lesquelles s'appuient nos statistiques ne tiennent pas compte des effets

éventuels de la crise sur l'évolution des projets; des effets qui commencent à se faire sentir

discrètement sur le second semestre de 2008 et devrait l'être de façon plus marquée en

2009.

Le contexte qui prévalait avant les évènements de l'été demeurait, encore cette année,

favorable à un accroissement des annonces de projets d'investissement dans le raffinage. Et

ce, malgré une baisse des marges aux États-Unis en 2008.

Parmi les projets annoncés, il convient de distinguer ceux en phase de conception,

ingénierie ou construction, appelés "projets en phase 2", de ceux en phase de pré-études ou

encore à l'état de projet, appelés "projets phase 1". Les premiers ont une probabilité de

réalisation plus grande.

� En phase 2, conception/ingénierie/construction,

� De nouvelles raffineries sont annoncées presque partout dans le monde, en

Afrique, en Asie, en CEI, au Moyen-Orient, en Europe et en Amérique du Nord (Tableau 11).

Sur la base des informations disponibles en 2008, 21 raffineries pourraient être construites

dans le monde d'ici 2010-2012. En termes de capacités de distillation, l'ensemble des projets

de nouvelles raffineries totalisent 2,7 Mb/j soit 6% de plus que l'année précédente.

Les régions du Moyen-Orient et d'Asie-Pacifique réunissent à elles seules 53 % des projets

de nouvelles raffineries prévues à moyen terme dans le monde. Deux nouvelles raffineries

sont projetées en Europe, l'une en Allemagne de faible capacité (8 500 b/j) et l'autre en

Espagne (110 000 b/j). En Amérique du Nord, notamment au Canada, six nouveaux projets

sont comptabilisés parmi les projets en phase 2 cette année, l'ensemble représente

désormais 555 000 b/j. Aucun projet en phase 2 de nouvelle raffinerie n'est à l'heure actuelle


65

comptabilisé ni en Amérique Centrale et du Sud ni en Australasie. Parmi l'ensemble des

raffineries en Phase 2, quatre sont actuellement en construction totalisant 640 000 Mb/j.

Par rapport à l'an dernier, 12 nouveaux projets sont inclus dans la Phase 2 soit 1.37 Mb/j, les

9 autres projets sont reconduits cette année soit 1.31 Mb/j (1.27 Mb/j ne sont plus considérés

comme projets, car ils ont soit été mis en service, soit pris du retard ou été ajournés).

Il est important de préciser que ces projets ont été pour l'essentiel annoncés début 2008 (1er

semestre). Le retournement de la situation pendant l'année et notamment le fort

ralentissement de la demande devrait avoir un impact sur l'évolution de ces projets. Les

projets actuellement en phase de construction ne devraient pas être remis en cause, ce qui

n'est pas le cas pour les projets en phases de conception et ingénierie.

Tableau 11: Nouvelles raffineries – Capacités de distillation:

Phase 2: Conception, Ingénierie, Construction

Zone/Pays Statut Compagnie Localisation Capacité Démarrageb/j

AfriqueEgypte Conception SRPC Sokhna 130 000 2009Soudan Conception Port Soudan Red Sea 150 000 2012Nigéria Ingéniérie Amakpe Eket, Akwa Ibom 6 000 2008

AsieChine Ingéniérie Sinopec Yanshan, Beijing 160 000 2007Chine Ingéniérie PetroChina Dushanzi, Xinjiang 80 000 2008Chine Construction Sinopec Qingdao, Shandong 200 000 2008Viet Nam Ingéniérie PetroVietnam Dung Quat, Quang Ngai 130 000 2009

CEIKazakhstan Ingéniérie AgipKCO Kashagan 300 000 2008

Moyen OrientQatar Conception QGPC Al-Shaheen 250 000 2011Qatar Ingéniérie QGPC Ras Laffan 146 000 2008Arabie Saoudite Conception Aramco Jubail 2 400 000 2011Yemen Ingéniérie RIRC Ras Issa 60 000 2009

Europe OCDEAllemagne Ingéniérie Bayernoil Vohburg/Ingolstadt/Neustadt 8 500 2008Espagne Conception Repsol-YPF Cartagena, Murcia 110 000 2010

Amérique du NordCanada Conception Husky Husky Lloydminster 80 000 2010Canada Construction OPTI Canada Long Lake, Fort McMurray 72 000 2008Canada Construction CNRL Horizon, Fort McMurray 135 000 2009Canada Construction Shell AOSP Scotford 90 000 2010Mexique Ingéniérie Pemex Minatitlan, Veracruz 143 000 2008Etats Unis Ingéniérie Wynnewood Wynnewood, Oklahoma 15 000 2007Etats Unis Ingéniérie Sunoco Toledo, Ohio 20 000 2007

Total 2 685 500 Source: IFP


66

Figure 27: Nouvelles raffineries par régions. Phase 2: conception - ingénierie – construction

(2 685 500 b/j), 2006-2007-2008

-

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

Afriqu

eAsie

Austra

lasie CEI

Europ

e

Moyen

Orie

nt

Améri

que d

u Nord

Améri

que d

u Sud

Total

2006

2007

2008

Source: IFP

� Les projets d'extension en phase 2 atteignent une capacité de distillation de

0.65 Mb/j pour 13 projets soit une nette diminution par rapport à l'année précédente qui

présentait un volume 1.8 Mb/j pour 28 projets (Tableau 12). Toutes les régions enregistrent

une baisse, l'Afrique étant la moins affectée avec une légère diminution. L'Asie demeure

pour la deuxième année consécutive la zone la plus active malgré une diminution de près de

45% de ce type de projet. Parmi ces 13 projets, 3 sont actuellement en phase de

construction (85 000 Mb/j), tous en Asie, 9 autres en phase d'ingénierie.

Tableau 12: Extensions de raffineries – Capacités de distillation - Phase 2: Conception, Ingénierie, Construction

Zone/Pays Statut Compagnie Location Capacité Démarrageb/j

AfriqueMaroc Ingéniérie Samir Mohammedia 83 500 2008Cameroun Ingéniérie Sonara 18 000 2010

AsieChine Ingéniérie Sinopec Quanzhou (Xiaocuo), Fujian 160 000 2008Inde Construction HPCL Mumbai, Mahul, Bombay, Maharashtra 48 000 2007Inde Construction HPCL Visakhapatnam, Andhra Pradesh 17 000 2007Thailande Ingéniérie Thai Oil Sriracha 50 000 2007Pakistan Construction Attock Rawalpindi 20 000 2007

Moyen OrientArabie Saoudite Ingéniérie PetroRabigh Rabigh 80 000 2009

Europe non OCDERoumanie Ingéniérie Rompetrol Midia, Constanta 10 000 2008

Amérique du NordCanada Ingéniérie Valero Energy Corp. St. Romuald, Quebec 50 000 2011Etats Unis Ingéniérie Sunoco Philadelphia, Pennsylvania 25 000 2007Etats Unis Ingéniérie Holly Corp Refinig & Marketing Woods Cross, Utah 5 000 2008

Amérique du SudVénézuela Conception PDVSA Puerto La Cruz 80 000 2010

Total 646 500

� � � Source: IFP


67

En 2008 selon les informations recueillies, les investissements dans des capacités de

distillation semblent s'orienter davantage vers des projets de nouvelles raffineries que vers

des extensions d'installations existantes. Ces dernières ne représentent qu'un cinquième des

projets en 2008 alors qu'en 2007 elles participaient à 42% et en 2006 à 43%.

Figure 28: Nouvelles raffineries et extensions de capacités de distillation: Répartition géographique 2006-2007-2008

Phase 2: Conception, Ingénierie, Construction

-

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

Afriqu

eAsie

Austra

lasie CEI

Europ

e

Moyen

Orie

nt

Améri

que d

u Nord

Améri

que d

u Sud

Total

2006

2007

2008

Source: IFP

L'ensemble des projets en phase 2 -nouvelles raffineries et extensions de capacités de

distillation- après avoir augmenté de 18% entre 2006 et 2007 passant de 3.7 Mb/j à 4.3 Mb/j

diminue en 2008 tombant à 3.3 Mb/j. Le Moyen Orient, l'Asie et dans une moindre mesure

l'Amérique du Nord sont les principales zones d'investissement (Figure 30).

� De nouvelles capacités pourraient s'ajouter à l'avenir si certains programmes, encore

au stade de pré-études ou projets, parvenaient à se développer (phase 1). Une véritable

explosion d'annonces de projets dans le monde a eu lieu depuis 2007. Il est très probable

que la majorité d'entre eux ne voit jamais le jour, particulièrement depuis l'éclatement de la

crise financière.

L'ensemble des projets recensés, qu'ils soient en phase 1 ou 2, atteint 40.8 Mb/j (Figure

31/a). Les projets en phase 1 totalisent 37.5 Mb/j de capacités supplémentaires, soit 92% du

total des projets actuellement recensés. Dans les projets de nouvelles raffineries, les

projets en phase 1 atteignent 33.9 Mb/j soit 93% du total des projets de nouvelles raffineries

actuellement recensées. L'ensemble des projets toutes phases confondues atteint 36.6 Mb/j

(Figure 31 /b). La capacité totale des projets d'extension sur des installations existantes

répertoriées actuellement s'élève à 4.2 Mb/j en tenant compte des projets en phase 1 qui

totalisent 3.6 Mb/j soit 85 % des projets d'extension (Figure 31 /c).


68

Figure 29: Raffineries nouvelles et extension par phase de développement -a- Nouvelles et extension raffineries - Phase 1 et 2: (40 811 000 b/j) -b- Nouvelles raffineries - Phase 1 et 2: (36 583 200 b/j) -c- Extensions de raffineries - Phase 1 et 2: (4 228 000 b/j)

a b c

�

Source: IFP

Note: Phase 1: études et projets Phase 2: conception, ingénierie, construction

Les régions les plus citées en phase 1 sont l'Asie (32% des projets), l'Amérique du Nord

(21%), et l'Afrique (20%). En Afrique davantage que dans d'autres régions, il paraît peu

probable que ces projets se réalisent un jour. Les problèmes financiers et l'instabilité

régionale dans ce continent ne sont pas des facteurs favorables à l'investissement. En outre

les projets annoncés semblent souvent disproportionnés par rapport à la croissance de la

demande (une capacité de raffinage estimée en incluant les projets à 10.8 Mb/j en 2013

(7.5 Mb/j d'augmentation de capacités entre 2008 et 2013 + 3.3 Mb/j de capacité actuelle)

comparé à une consommation qui devrait se situer selon l'AIE entre 3.2 et 3.3 Mb/j en 2013).

Le Moyen Orient qui concentrait 16% de ce type de projet en 2007 n'en détient plus que 9%

(Figure 32).

Figure 30: Nouvelles raffineries et Extensions de Capacités de distillation: Répartition géographique 2008 – Phase 1: Pré-études, Projets

Source: IFP

Africa20%

Asia32%

CIS7%

Europe2%

Moyen Orient9%


Australasia4%

Amérique du Sud5%

37 479 200; 92%

3 332 000; 8%

Etudes etprojets

Concéption,ingéniérie,construction

2 685 500; 7%

33 897 700; 93%

Etudes etprojets


3 581 500; 85%

646 500; 15%

Etudes etprojets



69

Sur les 32% des projets en phase 1 que représente l'Asie dans le monde, un tiers est situé

en Inde et cela concerne aussi bien des projets de nouvelles raffineries que des projets

d'augmentation de capacités. La Chine, suit avec 22% des projets prévus. Ces deux pays

cumulent à eux deux plus de la moitié des annonces de projets de distillation.

Alors que le Canada concentre 70% des projets de nouvelles raffineries en Amérique du

Nord, les États-Unis rassemblent quant à eux la presque totalité des projets d'augmentation

de nouvelles capacités. Les contraintes sur les capacités et l'amélioration des marges ont

conduit les raffineurs américains à réinvestir depuis quelques années dans le raffinage en

privilégiant le développement des projets dans des unités existantes plutôt que la

construction de nouvelles raffineries. En 2008, l'annonce de nouvelles usines fait une relative

percée puisque le quart des projets annoncés en Amérique du Nord se trouvent aux États-

Unis: on peut noter ainsi le projet d'une nouvelle raffinerie de 400 000 b/j prévu par Hyperion

Resources pour traiter du brut lourd canadien. Ce dossier suit son cours, il vient d'obtenir un

avis favorable de la part de l'administration locale. Malgré les difficultés –durcissement des

exigences environnementales- les travaux pourraient démarrer en 2010 pour une mise en

service en 2015. Mais, la situation économique s'est considérablement dégradée depuis ces

annonces. La chute des marges cette année (figure 26) en raison du ralentissement de la

demande pourrait remettre en cause, du moins momentanément, la poursuite du projet.

Nous le saurons dans les mois à venir. Mais il est certain que la situation de tension dans le

raffinage américain va se prolonger encore quelques années.

Au Moyen Orient, les projets de Phase 1 sont relativement peu nombreux (9%) par rapport

aux autres régions citées ci-dessus (3.5 Mb/j dont la quasi totalité concerne des projets de

nouvelles raffineries). Cette région est par contre très présente dans les projets plus avancés

dits de phase 2. Cette zone se caractérise par moins d'annonces et plus de projets qui

aboutissent.

3.7 Demande de produits pétroliers et futurs projets

En considérant uniquement les projets en Phase 2, près de 3.3 Mb/j de capacités

supplémentaires pourraient être mises en service d'ici 2013 (projets de nouvelles raffineries

et extension de raffineries existantes). La capacité mondiale de raffinage devrait alors

augmenter de 3.8% entre 2007 et 2013 passant de 87.9 Mb/j à 91.2 MB/j. La demande

pétrolière évaluée à 85.2 Mb/j en 2007 devrait croître de 8% entre 2007 et 2013, selon le

dernier scénario de référence de l'AIE (WEO 2008), et s'élever à 92.0 Mb/j en fin de période

(Figure 33). Un déficit de 0.8 Mb/j pourrait alors surgir. Les tensions risquent donc de


70

perdurer à l'avenir, d'autant plus que la capacité des ingénieries à répondre à des projets

supplémentaires n'est pas garantie.

Figure 31: Demande incrémentale et projets entre 2007 et 2013 - Nouvelles raffineries et

extensions par phase de développement

85,2 87,9 91,2

128,7

92,0

0

20

40

60

80

100

120

140

2007 2013

Mb

/j

Cap

acit

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raf

fina

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07

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Cap

acit

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201

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Cap

acit

é de

raf

fina

ge+

Pha

se 1

+ 2

- 2

013

Source : IFP, AIE World Energy Outlook 2008

A titre illustratif on peut préciser qu'en tenant compte de la totalité des projets –phases 1 et

2- la capacité de raffinage en 2013 grimperait alors à 130 Mb/j. Un plus grand effort est

nécessaire pour permettre de "puiser" davantage dans le réservoir prolifique de projets

annoncés.

Les nouvelles capacités qui seront mises en place dans les années à venir devront traiter

des bruts plus lourds et fournir des produits de plus en plus légers. Les investissements

devront inclure des projets de conversion –craquage catalytique, hydrocraquage,

viscoréduction/craquage thermique, cokéfaction- pour répondre à cette demande.

Un très grand effort est actuellement fourni par les raffineurs dans ce domaine. Après 2007,

la première partie de 2008 se caractérise également par une multiplication de projets de

conversion. Le Tableau 13 décrit la répartition des projets de conversion par grande zone

dans le monde inscrits dans la phase 2. En 2008, l'ensemble de ces projets représente 9.4

Mb/j de capacité de conversion supplémentaire, soit une augmentation de 115 % par rapport

à l'année précédente.

Les plus grands projets de conversion répertoriés en 2008 se trouvent en Asie avec une

capacité prévue de 4.0 Mb/j (42%), suivent le Moyen Orient avec 2.0 Mb/j (22%) et

l'Amérique du Nord avec 1.3 Mb/j (14%). Ces trois grandes zones totalisent 78 % des

projets de conversion dans le monde avec 7.3 Mb/j.


71

Tableau 13: Projets de conversion par région - Phase 2: Conception, Ingénierie, Construction

Zone Statut Capacitéb/j

Afrique Conception - Ingéniérie 13 600 Construction 95 500

Asie Conception 947 000 Ingéniérie 2 407 345 Construction 446 000

Autralasia Conception 120 000

CEI Conception 100 000 Ingéniérie 107 000

Europe Conception 219 000 Ingéniérie 260 800 Construction 88 000

Moyen Orient Conception 792 000 Ingéniérie 626 725 Construction 65 000

Amérique du Nord Conception 346 000 Ingéniérie 422 000 Construction 521 000

Amérique du Sud Conception 1 173 000 Ingéniérie 647 389 Construction 40 000

Total Zones 9 437 359 Source : IFP

Entre 2006 et 2008, les projets de nouvelles capacités de conversion ont été multipliées par

cinq en passant de 1.8 Mb/j à 9.4 Mb/j recensés récemment (Figure 34). La progression la

plus spectaculaire est à mettre à l'actif de l'Asie dont les projets font plus que tripler les

volumes de conversion.

Figure 32: Projets de conversion par région - Phase 2: Conception, Ingénierie, Construction

- 1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000 7 000 000 8 000 000 9 000 000

10 000 000

Afrique Asie

Austra

lasie CEI

Europe

Moyen O

rient

Amér

ique d

u Nord

Amér

ique d

u Sud

Total

b/j

2006

2007

2008

Source : IFP


72

Sur l'ensemble de la période considérée (2008-2013), 27 Mb/j sont annoncés en phase 1 et

2 (Figure 35) dont 82% prévus dans les 4 prochaines années.

Figure 33: Projets de conversion par année Phases 1 et 2 entre 2008 - 2013

-

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

2008 2009 2010 2011 2012 2013

bl/j

Source : IFP

En conclusion, en considérant uniquement les projets en phase 2 on peut observer un grand

dynamisme dans la mise en place de projets de conversion. A l'inverse l'effort consenti pour

accroître les capacités de distillation semble pour le moment insuffisant et même ralentir, les

projets en phase 2 permettent tout juste de satisfaire la demande prévue en 2013.

Les mois qui vont suivre vont probablement être difficiles pour les projets d'investissements

dans le raffinage. La demande et les marges ne s'orientent pas dans la bonne direction. La

rentabilité de l'activité du raffinage dépend de nombreux facteurs -dont le prix du brut- qui

combinés permettent de dégager une marge. De plus les problèmes d'accès au crédit qui

découlent de la crise financière vont très certainement affecter les investissements dans le

secteur surtout pour les acteurs de plus petite taille. A un problème d'activité proprement dit

risque de s'ajouter un problème d'accès aux sources de financement.

A titre illustratif rappelons le retard annoncé récemment d'au moins trois mois pour

l'attribution de contrats dans le cadre du projet de raffinage et de pétrochimie que Total et

Saudi Aramco prévoient de mener à Jubail (400 000 b/j) affirmant "qu'il y a de nouvelles

conditions et de récents évènements tels que la crise économique et financière et le marché

pétrolier à prendre en compte"; ajoutons également le retard de plusieurs mois annoncé

récemment aussi par ConocoPhillips et Saudi Aramco de leur projet commun de raffinerie

Yanbu (400 000 b/j) arguant des "incertitudes sur les marchés financiers". Le président

directeur général de la major américaine reste optimiste en affirmant que "ce court délai


73

permettra aux marchés de surmonter les incertitudes et apportera un fondement plus solide

pour le succès à long terme de la raffinerie"....


74

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ANNEXE STATISTIQUE


75

Fig A 1: Évolution du prix du pétrole au 14/10/2008*

�� Source : Platt’s

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

7�8��9�.��

$/b

Moyenne annuelle

Fig A 2: Évolution des prix du gaz Henry Hub – en dollars courants

�� Source : Platt's

0

2

4

6

8

10

12

14

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

$/MMbtu

Moyenne annuelle


76

Fig A 3: Variation de la demande pétrolière

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Source : AIE octobre 2008

Fig A 4: Investissements mondiaux en exploration - production

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40

80

120

160

200

240

280

320

360

400

440

2006 2007 2008 (p) 2009 (e)

Amérique du Nord Mer du Nord Russie & ChineAmérique Latine Autres Estimation 2009

G$

+18%

+19%

278 330 stable 394


77

Fig A 5: Nombre d'équipes sismiques en activité dans le monde

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Afrique CIS Europe Asie du Sud-Est

Moyen-Orient Am latine Am Nord

Source: IHS Energy, décompte partiel des équipes sismiques actives pour l'Inde, la Chine et la Russie.

Fig A 6: Répartition géographique de l'activité sismique 2007

Répartition mondiale de l'activité sismique 2007

USA25%

CIS14%

Europe7%Asie du Sud-Est

14%

Moyen-Orient6%

Canada5%

Afrique19%

Am latine10%

Afrique Australie Canada CIS Europe Asie du Sud-Est Moyen-Orient Am latine USA



78

Fig A 7: Marché de la sismique

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Fig A 8: Nombre total de puits forés dans le monde

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79

Fig A 9: Nombre de puits forés à terre:

Nombre de puits forés à terre

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

100 000

110 000

120 000

130 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Am Nord

Chine

Total Monde

Nombre de puits forés à terre

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Am. Latine

Europe

Afrique

MO

Asie hors Chine

Russie+CEI


Fig A 10: Nombre de puits forés en mer

Nombre de puits forés en mer

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Asie hors Chine

Am Nord

Total Monde

Nombre de puits forés en mer

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Am. Latine

Europe

Afrique

MO

Chine

Russie+CEI



80

Fig A 11: Nombre d'appareils de forage en activité dans le monde

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Fig A 12: Activité de forage au États unis

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81

Fig A 13: Taux d'utilisation des plates-formes de forage en mer

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Fig A 14: Taux de location des plates-formes de forage en mer

(en milliers de dollars US par jour)

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82

Fig A 15: Marché du forage

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Fig A 16: Constructions et projets en mer

19

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L'Industrie pétrolière et parapétrolière, Nov 2008

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Source : ODS-Petrodata

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En 2008:Baisse globale de 10% des projets planifiés en 2008,•-10% pour plates formes fixes et subsea•+10% pour les plates-formes flottantes

En 2008:+30% de constructions et équipements offshores•+40% pour plates formes fixes et subsea•+10% pour les plates-formes flottantes


83

Fig A 17: Marché de l'ingénierie, équipements et constructions en mer

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84

Fig A 18: Demande pétrolière et capacités de raffinage - Monde

Monde

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Fig A 19: Demande pétrolière et capacités de raffinage – États-Unis

Etats-Unis

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Fig A 20: Demande pétrolière et capacités de raffinage - Europe

Europe

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

bpd

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%



85

Fig A 21: Demande pétrolière et capacités de raffinage – Asie-Pacifique

Asie-Pacifique

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

27500

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

'000

b/j

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Fig A 22: Évolution de la marge de raffinage complexe- moyenne mensuelle

-2

3

8

13

18

23

janv

-02

mar

s-02

mai

-02

juil-

02

sept

-02

nov-

02

janv

-03

mar

s-03

mai

-03

juil-

03

sept

-03

nov-

03

janv

-04

mar

s-04

mai

-04

juil-

04

sept

-04

nov-

04

janv

-05

mar

s-05

mai

-05

juil-

05

sept

-05

nov-

05

janv

-06

mar

s-06

mai

-06

juil-

06

sept

-06

nov-

06

janv

-07

mar

s-07

mai

-07

juil-

07

sept

-07

nov-

07

janv

-08

mar

s-08

mai

-08

juil-

08

sept

-08

$/b


LLS Cracking (Etats-Unis Gulf-Coast)

Dubai Hydrocracking (Singapour)

Fig A 23: Investissements en raffinage (G$)

��

0

10

20

30

40

50

60

70

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Capital Maintenance Catalyseurs et divers

Source : IFP d'après HPI market data

44 45 46 4849 50 52

5762


86

Fig A 24: Taux d'utilisation des capacités de raffinage

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��B�

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Source : BP Statistical Review of World Energy

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