Le coût de développement des nouveaux projets pétroliers upstream ne cesse d’augmenter en raison des pressions inflationnistes et des problèmes persistants dans les chaînes d’approvisionnement. Selon une nouvelle recherche de Rystad Energy, le coût moyen de breakeven d’un projet pétrolier non-OPEP a atteint 47 dollars par baril de Brent, soit une hausse de 5 % au cours de l’année écoulée. Malgré cette augmentation, les coûts de breakeven restent inférieurs aux prix actuels du pétrole.
Les projets en eaux profondes offshore et les projets de schiste restent les sources d’approvisionnement les plus économiques, tandis que les sables bitumineux demeurent les plus coûteux. En analysant les coûts de breakeven, il est possible d’estimer la quantité de pétrole brut qui sera livrée à l’avenir en fonction de la viabilité économique des différentes sources d’approvisionnement. La nouvelle recherche suggère que, malgré la hausse des coûts, une augmentation de l’offre est probable d’ici 2030, principalement due à la production des pays de l’OPEP, où les coûts sont bas et le potentiel en ressources est élevé.
Évolution des Coûts de Breakeven
Le nouveau prix d’équilibre du pétrole pour une demande de 105 millions de barils par jour en 2030 est estimé à environ 55 dollars par baril. La recherche inclut une analyse détaillée des coûts globaux d’approvisionnement pour les ressources liquides restantes, divisées en champs producteurs et non producteurs. Les champs non producteurs sont à leur tour divisés en différents groupes de segments d’approvisionnement. Le rapport a révélé que le Moyen-Orient terrestre est la source de nouvelle production la moins chère, avec un prix de breakeven moyen de seulement 27 dollars par baril. Ce segment bénéficie également d’un potentiel en ressources significatif.
Segments de Production et Viabilité Économique
Le segment offshore shelf suit avec un coût de 37 dollars par baril, puis les eaux profondes offshore à 43 dollars et le schiste nord-américain à 45 dollars. À l’inverse, les breakeven des sables bitumineux s’élèvent en moyenne à 57 dollars par baril, pouvant atteindre environ 75 dollars. La hausse des prix de breakeven reflète les pressions croissantes sur les coûts dans l’industrie upstream, posant des défis à la faisabilité économique de certains nouveaux projets.
Perspectives Futures de l’Approvisionnement en Pétrole
Cependant, certains segments, notamment l’offshore et le schiste, continuent d’offrir des coûts compétitifs, garantissant que l’approvisionnement peut être maintenu pour répondre à la demande future. La gestion de ces augmentations de coûts sera cruciale pour soutenir la croissance de la production à long terme.
Impact des Stratégies d’Entreprise sur l’Approvisionnement
De 2014 à 2020, le schiste et l’OPEP étaient les grands gagnants, chaque segment ayant réduit son prix de breakeven et augmenté ses volumes potentiels. Depuis 2020, l’approvisionnement potentiel du schiste a diminué, et il est maintenant prévu que la production de schiste atteindra environ 22 millions de barils par jour d’ici 2030, incluant les liquides de gaz naturel (LGN). Cette réduction est due à un changement de stratégie des entreprises, avec davantage de liquidités versées aux investisseurs et une consolidation de l’industrie.
Analyse des Emissions de CO2
Au-delà des breakeven, le délai de récupération moyen des nouveaux projets, le taux de rendement interne (TRI) et l’intensité en dioxyde de carbone (CO₂) sont des indicateurs essentiels pour évaluer l’économie du développement pétrolier. Le secteur du schiste présente un délai de récupération de seulement deux ans, en supposant un prix moyen du pétrole de 70 dollars par baril, démontrant la rapidité avec laquelle les opérateurs récupèrent leurs investissements. En revanche, le délai de récupération est proche de 10 ans ou plus pour les autres segments d’approvisionnement.
Le schiste domine également en termes de TRI, avec un TRI estimé à environ 35 % dans le même scénario de prix moyen du pétrole. À l’inverse, les sables bitumineux, la source d’approvisionnement la plus coûteuse, affichent le TRI le plus bas, d’environ 12 %.
Considérations Environnementales
Au cours des trois dernières années, l’intensité moyenne en CO₂ pour le schiste a été de 14 kilogrammes par baril équivalent pétrole (kg par boe), tandis que les eaux profondes offshore présentent une intensité légèrement supérieure de 15 kg par boe. Le secteur des sables bitumineux reste en retrait par rapport aux autres segments, avec des émissions futures estimées autour de 70 kg par boe.
