Du vécu :clairette2 a écrit : ....:
Quand il met le numerus clausus de médecins très bas , et que 10 ans après on est obligé d'embaucher des médecins roumains ou africains pour faire tourner les hopitaux des campagnes, par exemple ???
http://www.meretmarine.com/fr/node/99295Impressionnant transport du premier FPSO « arctique »
12 fev 2015 meretmarine.com
Le FPSO (Floating Production Storage Offloading, unité de production, stockage et déchargement) Goliat vient tout juste de quitter les chantiers sud-coréens Hyundai Heavy Industries à bord du Dockwise Vanguard, le plus grand transporteur de colis lourds au monde. Celui-ci va l’amener jusqu’à Hammerfest, au nord de la Norvège au terme d’un voyage de 60 jours, via le cap de Bonne Espérance.
Le Goliat, qui appartient à la filiale norvégienne de l’énergéticien italien Eni, sera le premier FPSO à être installé, durant l’été prochain, en mer de Barents. Il a été dessiné par le cabinet d’architecture navale norvégien Sevan Marine avec des spécifications adaptées aux conditions arctiques. Ce FPSO cylindrique mesure 107 mètres de diamètre et pourra déployer 22 puits. Sa capacité d’extraction est de 100.000 barils par jour. Il pourra stocker 1 million de barils.
http://www.lemonde.fr/planete/article/2 ... _3244.htmlBarack Obama oppose son veto au projet d’oléoduc géant Keystone
Le Monde.fr | 24.02.201
Keystone XL attendra encore. Comme il l’avait annoncé, le président des Etats-Unis, Barack Obama, a opposé mardi 24 février son veto à un texte voté par le Congrès autorisant la construction de cet oléoduc qui doit permettre l’acheminement du pétrole tiré des sables bitumineux de l’Alberta, province du Canada, vers le cœur de l’industrie pétrolière américaine, sur le golfe du Mexique.
Il s’agit du troisième veto du président depuis son arrivée à la Maison Blanche, en 2008, mais il ne devrait pas être le dernier compte tenu du fait que le Parti républicain contrôle désormais à la fois le Sénat et la Chamb
Bloqué sur la forme, pas le fond
En bloquant l’initiative des élus, M. Obama a tranché sur la forme et non sur le fond. Parce que le projet concerne deux Etats, le Canada et les Etats-Unis, le président estime que le Congrès outrepasse ses fonctions en tentant de lui forcer la main.
Dans sa lettre au Sénat expliquant sa démarche, le président américain souligne que le Congrès a tenté, par cette loi, de « contourner » un processus de décision établi de longue date.
M. Obama attend surtout officiellement les conclusions du département d’Etat sur les conséquences pour les Etats-Unis de cette construction, pour l’économie comme pour l’environnement, avant de trancher. La production de pétrole tiré des sables bitumineux est bien plus polluante que la production de pétrole conventionnelle.
Le porte-parole de la Maison Blanche, Josh Earnest, a indiqué mardi 24 février, au cours de son point de presse, que le président n’avait pas exclu de valider le projet en cas d’avis favorable sans toutefois donner de calendrier.
« Purement politique »
La Maison Blanche se trouve en posture délicate sur ce projet. Elle est coincée entre le volontarisme des autorités canadiennes, qui ont fait de l’oléoduc un sujet sensible de la relation bilatérale, celui des républicains également favorables au projet et épaulés par certains élus démocrates, et la détermination d’organisations non gouvernementales et de figures telles que le philanthrope Tom Steyer. Ces derniers ont fait de Keystone un symbole alors qu’un blocage américain n’empêcherait pas la production de ce pétrole.
Ils ont dénoncé dès mardi une décision « purement politique ». « Le veto du président Obama sur Keystone XL n’empêchera pas le Congrès d’avancer sur ce projet et créer des emplois américains », a prévenu le sénateur John McCain sur Twitter.
Réagissant au veto de M. Obama, TransCanada, le consortium qui porte le projet d’oléoduc, a affiché sa détermination à continuer à pousser le projet. « Les oléoducs restent, de loin, le moyen de transport le plus sûr et le plus sensé d'un point de vue environnemental pour acheminer les millions de barils de pétrole que les Américains consomment tous les jours », a indiqué le groupe.
« Nous continuerons à défendre vigoureusement ce projet créateur d'emplois », a, pour sa part, déclaré le ministre canadien des ressources naturelles, Greg Rickford, jugeant qu'il s'agissait désormais d'un débat « entre le Président et la population américaine, qui appuie le projet ».
Gilles Paris (Washington, correspondant)
http://www.letemps.ch/Page/Uuid/66961db ... ta_du_NordLes bas prix du pétrole déstabilisent le Dakota du Nord
Stéphane Bussard 04 mars 2015 letemps.ch
Cet Etat du nord-ouest est le second plus grand producteur d’or noir après le Texas . Après le boom de ces dernières années, il craint de devoir se serrer davantage la ceinture.
Depuis six ans, c’est l’eldorado vers lequel ont accouru des dizaines de milliers d’Américains en quête d’un travail dur, mais bien rémunéré. Le Dakota du Nord, dans le nord-ouest des Etats-Unis, a profité pleinement de la révolution énergétique causée par la fracturation hydraulique et le prix élevé du pétrole.
Sur son territoire, la formation géologique des Bakken contiendrait des réserves évaluées à 11 voire 14 milliards de barils d’or noir. Le Washington Post classait encore en début d’année le Dakota du Nord en tête des 50 Etats, rappelant que le revenu médian de ses habitants a augmenté de plus de 10% en six ans et qu’entre novembre 2013 et novembre 2014, 21 800 emplois y ont été créés. Après le Texas, c’est le plus grand producteur de pétrole du pays avec 1,2 million de barils par jour. Le taux de chômage de 2,8% est le plus bas des Etats-Unis.
L’effondrement du prix du baril de pétrole chamboule toutefois les plans de cet Etat de 8 millions d’habitants proche de la frontière canadienne. Cette semaine à New York, le baril était coté à moins de 50 dollars. Or, selon les analystes d’UBS et de Credit Suisse, un forage dans les Bakken devient rentable à partir d’un baril à 65 dollars. Le nombre de plateformes de forage en activité a chuté de 23% depuis janvier pour atteindre 137. Et 775 puits sont prêts à l’emploi, mais les opérateurs attendent que le prix du pétrole remonte pour entamer le processus onéreux de fracturation hydraulique.
Depuis quelques semaines, les compagnies liées à l’industrie pétrolière licencient. Le fournisseur d’équipements Schlumberger a congédié près de 9000 personnes au début de l’année. Les experts estiment que si le prix du baril reste à ce niveau, les pertes d’emplois pourraient se chiffrer à plus de 20 000 d’ici à juin. Pour l’Etat, c’est aussi un manque à gagner qui commence à se faire cruellement sentir. Le Dakota du Nord finance 46% de son budget par les revenus du pétrole. C’est à peu près la situation du Wyoming (40%). C’est beaucoup plus que le Texas (9%), mais c’est substantiellement moins que l’Alaska dont la rente pétrolière compte pour 78% du budget étatique.
Pour les autorités du Dakota du Nord, l’évolution du marché mondial du pétrole et le refus des Saoudiens de réduire leur production d’or noir malgré une surabondance de cet hydrocarbure constituent un vrai casse-tête. Face à l’incroyable boom économique qu’a permis la fracturation hydraulique dans les Bakken, des villes comme Williston ont été dépassées par un développement exponentiel. De 12 000 habitants voici cinq ans, cette localité traversée quotidiennement par des centaines de camions transportant pétrole, eau et produits chimiques a vu sa population bondir à plus de 35 000. Les infrastructures souffrent. Hôpitaux et écoles sont incapables de faire face aux flux de nouveaux patients ou écoliers. Il y a un manque cruel de logements. Les forçats du pétrole vivent pour beaucoup dans des man camps, des baraquements de fortune, s’ils ont de la chance. Les politiques ont dû réagir. Il y a quelques jours, le gouverneur de l’Etat, le républicain Jack Dalrymple, a promulgué une loi prévoyant d’investir 1,1 milliard de dollars dans des infrastructures obsolètes ou endommagées telles que routes, canalisations pour eaux usées, logements ou hôpitaux. Un peu à l’image de la Norvège, l’intelligence du Dakota du Nord est d’avoir mis de côté dans un fonds spécial 2,4 milliards de dollars qui pourront être utilisés à partir de 2017.
Les politiques restent toutefois soumis aux fortes pressions des lobbies du pétrole. Le régulateur de l’Etat envisage ainsi d’assouplir la législation concernant les résidus légèrement radioactifs émanant des forages. En élevant fortement le seuil de tolérance, l’Etat risque de faire naître d’énormes dépôts de résidus dangereux. Au plan environnemental, le Dakota du Nord est déjà peu regardant. De 2006 à 2014, des fuites de près de 70 000 m3 de pétrole et de produits chimiques ont pollué l’atmosphère et le sol. Les amendes pour ce type d’accidents restent symboliques.
La situation n’alarme pas tout le monde. La persistance des soucis financiers du Dakota du Nord dépendra de l’évolution du prix du baril. Le potentiel de la formation géologique des Bakken demeure considérable. Pour l’heure, seuls 8000 puits ont été forés alors que les experts pensent qu’il peut y en avoir 60 000. Et puis, malgré un nombre réduit de plateformes de forage, la production n’a pas baissé. Les compagnies pétrolières n’attendent qu’une hausse du prix de l’or noir pour forer de plus belle. Pour vingt ou trente ans.
http://www.i24news.tv/fr/actu/internati ... er-de-cubaUSA: des experts s'informent sur le potentiel pétrolier de Cuba
07 Mai 2015
Les sociétés américaines sont jusqu'à présentes interdites de toute activité à Cuba en raison de l'embargo
Cuba a fourni mercredi, pour la première fois, des informations techniques sur son potentiel d'exploitation pétrolière à des experts américains, alors que l'île communiste et les Etats-Unis ont amorcé un rapprochement historique.
"Nous avons des invités américains qui participent avec nous à la 6e Convention cubaine des sciences de la Terre, à La Havane", a déclaré Pedro Sorzano, directeur des activités de l'entreprise pétrolière d'Etat Cupet, en conférence de presse.
Cupet a présenté lors de cette convention un résumé technique sur le potentiel de la zone cubaine située dans le Golfe du Mexique, ouverte aux investissements étrangers.
Les participants en provenance des Etats-Unis sont des Américains venant surtout d'entités privées, a indiqué Pedro Sorzano, sans préciser s'il s'agissait de groupes pétroliers ou d'entités scientifiques.
"Mais nous n'avons pas encore trouvé d'entreprise (américaine) intéressée par la recherche de pétrole dans les eaux cubaines", a-t-il reconnu. Nous y travaillons, mais nous n'avons pas encore trouvé.
Les sociétés américaines sont jusqu'à présentes interdites de toute activité à Cuba, en raison de l'embargo dicté par Washington en 1962 contre le régime communiste de l'île. Le président Barack Obama espère le lever, à la faveur du rapprochement historique amorcé le 17 décembre avec La Havane.
Le résumé présenté mercredi par Cupet rappelait les années de travail mené avec divers groupes étrangers dans le Golfe du Mexique, notamment les trois perforations réalisées en 2012, qui s'étaient toutes soldées par des échecs.
Cupet a réalisé un excellent travail de rassemblement de l'information, pour réaliser désormais des prospections plus adéquates, a expliqué à l'AFP l'expert cubain Jorge Piñon, de l'Université de Texas, à Austin, ex-président de la compagnie pétrolière Amoco Oil Latinoamerica.
La zone économique cubaine du Golfe du Mexique, de 112.000 kilomètres carrés, a été divisée en 59 blocs, dont 22 ont fait l'objet de contrats avec des entreprises de Norvège, Espagne, Inde, Venezuela, Vietnam, Malaysie, Angola et Russie.
Mais en raison des échecs de perforations, ne restent désormais présentes que trois sociétés étrangères, selon les autorités : PDVSA (Venezuela), Sonangol (Angola) et Zarubezhneft (Russie).
Cuba produit déjà 25 millions de barils par an, du pétrole extra-lourd ne pouvant servir qu'à la production électrique, de ciment ou d'asphalte, ce qui couvre 50% de sa consommation. L'île importe le reste du Venezuela, avec des facilités de paiement de son allié traditionnel.
"La question n'est pas si Cuba a ou non du pétrole dans le Golfe du Mexique, ce qu'on décide actuellement c'est quand on va le découvrir", selon le responsable d'exploration de Cupet, Rafael Tenrreyro.
http://www.techniques-ingenieur.fr/actu ... le_294370/Mexique : perte de 6,5 milliards de dollars pour le géant pétrolier Pemex au 1er trimestre
30 avr. 2015
Le géant pétrolier mexicain Pemex a annoncé jeudi une perte de quelque 6,5 milliards de dollars au premier trimestre 2015, supérieure à celle enregistrée il y a un an (2,7 milliards USD), dans un rapport adressé à la Bourse.
Fortement touchée par la chute des prix internationaux du pétrole, le groupe avait enregistré au total des pertes de 17 milliards de dollars sur l'année 2014.
La compagnie nationale mexicaine représente un tiers des recettes fiscales de l'Etat mexicain.
Outre les pertes subies depuis 2013, elle connaît une baisse ininterrompue du volume de sa production, passée de 3,4 millions de barrils par jour en 2004 à 2,36 millions au dernier trimestre 2014.
Le gouvernement mexicain du président Enrique Pena Nieto a engagé une importante réforme énergétique visant à ouvrir aux capitaux privées, nationaux et internationaux, l'exploitation des ressources pétrolières et gazières nationalisées en 1938.
Ils ont l'air d'avoir passé leur pic pétrolier ?moinsdewatt a écrit :perte faramineuse pour Pemex, en un seul trimestre !http://www.techniques-ingenieur.fr/actu ... le_294370/Mexique : perte de 6,5 milliards de dollars pour le géant pétrolier Pemex au 1er trimestre
30 avr. 2015
Le géant pétrolier mexicain Pemex a annoncé jeudi une perte de quelque 6,5 milliards de dollars au premier trimestre 2015, supérieure à celle enregistrée il y a un an (2,7 milliards USD), dans un rapport adressé à la Bourse.
Fortement touchée par la chute des prix internationaux du pétrole, le groupe avait enregistré au total des pertes de 17 milliards de dollars sur l'année 2014.
La compagnie nationale mexicaine représente un tiers des recettes fiscales de l'Etat mexicain.
Outre les pertes subies depuis 2013, elle connaît une baisse ininterrompue du volume de sa production, passée de 3,4 millions de barrils par jour en 2004 à 2,36 millions au dernier trimestre 2014.
Le gouvernement mexicain du président Enrique Pena Nieto a engagé une importante réforme énergétique visant à ouvrir aux capitaux privées, nationaux et internationaux, l'exploitation des ressources pétrolières et gazières nationalisées en 1938.
Vous faites erreur.franckyfranck a écrit : ..... Or l'électricité c'est dans tous les pays du pétrole........
Non les Saoudiens ne contrent pas spécialement les energie vertes. En revanche oui ils se battent contre le tight oil des USA.Une des théories est que les saoudiens ne tentent pas seulement de contrer le pétrole de shiste mais surtout ils tentent de contrer les énergies dites "vertes" car si une baisse de la consommation devait s'enclencher, elle serait vraissemblablement léthale pour de nombreux pays producteurs.
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... _EstimatesStudy: Utica Shale Larger Than Previous Estimates
by Karen Boman|Rigzone Staff| July 16, 2015
The size of the Utica shale play’s technically recoverable resources is larger than previously thought, a recent study by West Virginia University (WVU) has found.
WVU found that the Utica play contains technically recoverable resources of 782 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas and around 1.9 billion barrels of oil. That’s higher than the U.S. Geological Survey’s (USGS) 2012 estimate of technically recoverable resources at 38 Tcf of gas and 940 million barrels of oil.
The study results indicate that the Utica – which spans West Virginia, Kentucky, Pennsylvania, Ohio and New York – is comparable to the Marcellus shale play in terms of size and potential recoverable resources. The Marcellus is the large U.S. shale play and second largest shale oil and gas play in the world.
Most of the Utica play lies beneath the Marcellus. The interval between the Marcellus and deeper Utica plays ranges from 4,000 feet in Ohio to more than 6,500 feet in West Virginia. The drilling depth of the Utica ranges from less than 4,000 feet in Ohio to more than 12,000 feet in West Virginia, which is over two miles below the surface.
The results of the Utica Shale Play Book Study, a two-year geological study undertaken by the Appalachian Oil and Natural Gas Research Consortium, a program at WVU’s National Research Center for Coal and Energy, were presented at a July 14 workshop in Canonsburg, Penn.
“The revised resource numbers are impressive, comparable to the numbers for the more established Marcellus shale play, and a little surprising based on our Utica estimates of just a year ago which were lower,” said Douglas Patchen, director of the consortium and well-known expert on the Appalachian Basin.
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Soit dix années de production mondiale de gagnées...moinsdewatt a écrit :Le cul bordé de nouilles aux US.
Les dernières évaluations font passer les réserves de pétrole récupérables dans le champs de Utica de 0.94 milliards de barils à 1.9 milliards de barils.
Plus plein de Gaz de schiste.
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... _EstimatesStudy: Utica Shale Larger Than Previous Estimates
by Karen Boman|Rigzone Staff| July 16, 2015
The size of the Utica shale play’s technically recoverable resources is larger than previously thought, a recent study by West Virginia University (WVU) has found.
WVU found that the Utica play contains technically recoverable resources of 782 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas and around 1.9 billion barrels of oil. That’s higher than the U.S. Geological Survey’s (USGS) 2012 estimate of technically recoverable resources at 38 Tcf of gas and 940 million barrels of oil.
The study results indicate that the Utica – which spans West Virginia, Kentucky, Pennsylvania, Ohio and New York – is comparable to the Marcellus shale play in terms of size and potential recoverable resources. The Marcellus is the large U.S. shale play and second largest shale oil and gas play in the world.
Most of the Utica play lies beneath the Marcellus. The interval between the Marcellus and deeper Utica plays ranges from 4,000 feet in Ohio to more than 6,500 feet in West Virginia. The drilling depth of the Utica ranges from less than 4,000 feet in Ohio to more than 12,000 feet in West Virginia, which is over two miles below the surface.
The results of the Utica Shale Play Book Study, a two-year geological study undertaken by the Appalachian Oil and Natural Gas Research Consortium, a program at WVU’s National Research Center for Coal and Energy, were presented at a July 14 workshop in Canonsburg, Penn.
“The revised resource numbers are impressive, comparable to the numbers for the more established Marcellus shale play, and a little surprising based on our Utica estimates of just a year ago which were lower,” said Douglas Patchen, director of the consortium and well-known expert on the Appalachian Basin.
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Pas du tout. Et de loin.optimus maximus a écrit :......Soit dix années de production mondiale de gagnées...
On est peut-être revenu à un pétrole pas cher pour un bon bout de temps...
Bizarrement, les prix bas pourraient accélérer le passage à l'après pétrole... Les compagnies pétrolières vont diminuer leurs investissements et essayer de diversifier leurs sources de revenus via des reconversions...
Et certains pays vont certainement s'enfoncer dans une forte zone d'instabilité: Venezuela, Algérie, Nigeria
http://www.romandie.com/news/Mexique--T ... 612733.romMexique : Total, ExxonMobil, Chevron absents des premières enchères pétrolières
Mexico 15 juillet 2015
Le Mexique a commencé mercredi, avec de maigres résultats, ses premières enchères pétrolières, qui marquent l'ouverture historique du secteur aux capitaux privés et étrangers, 80 ans après la nationalisation du secteur.
Seules 9 des 25 entreprises retenues pour participer aux enchères ont finalement décidé de déposer des offres, avec l'absence notable de grands groupes comme les Américains ExxonMobil et Chevron, le Français Total ou l'anglo-australien BHP Billiton, dans un contexte de forte baisse du prix du pétrole qui amoindri l'attractivité des lots.
Après sept enchères, seul deux sites avaient pu être attribués mercredi en milieu de journée, faute d'intérêt des entreprises participantes.
Le consortium retenu pour les lots est dirigé par l'entreprise mexicaine Sierra Oil & Gas, associée aux entreprises Talos Energy et Premier Oil.
Le gouvernement met aux enchères au total quatorze sites en eaux peu profondes dans le Golfe du Mexique, d'une valeur totale estimée à 17 milliards de dollars, une première depuis la nationalisation du secteur en 1938.
Ces enchères constituent le point d'orgue d'une réforme voulue par le président Enrique Peña Nieto, adoptée l'an dernier à l'issue d'un débat houleux au Congrès où la fierté mexicaine était aussi en jeu.
Peña Nieto espère ainsi relancer la production de pétrole mexicaine et stimuler l'économie du pays après des années marquées par un déclin régulier de la production.
Jouant la transparence, les autorités ont décidé de retransmettre en direct sur internet et à la télévision cet événement qui devait se dérouler tout au long de la journée.
Sept consortiums et 18 entreprises, dont la compagnie nationale indienne ONGC Videsh Ltd, la Russe Loukoil et le Chinois Nexen, avaient été retenus pour déposer des offres.
La commission nationale d'hydrocarbures ouvrait chaque enveloppe contenant la proposition de l'entreprise et annonçait ensuite le nom de celle qui se voyait attribuer le lot, sur la base de l'offre la plus élevée.
Selon les autorités mexicaines, l'entreprise nationale Pemex, qui ne participait pas à ces premières enchères, devrait participer aux suivantes.
http://www.romandie.com/news/LUruguay-v ... 617269.romL'Uruguay va perforer le puits de pétrole off-shore le plus profond au monde
Montevideo 31 juillet 2015 2
La compagnie pétrolière publique uruguayenne Ancap et la française Total comptent commencer à perforer à partir de mars 2016 le puits de pétrole off-shore le plus profond au monde, a indiqué vendredi à l'AFP un responsable du projet.
Il s'agit d'un percement à 3.410 mètres sous le niveau de la mer et on ne voit pas venir d'autres projets de cette nature dans les prochains mois, a déclaré Hector de Santa Ana, directeur de l'exploitation et de la production chez Ancap.
Il s'agira d'un puits d'exploration. L'investissement initial s'élèvera à entre 250 et 290 millions de dollars.
Si l'exploration permettait de déceler la présence de brut, une trentaine de puits pourraient être creusés, pour un investissement total pouvant atteindre 10 milliards de dollars, voire plus encore si le pétrole éventuel était mélangé avec du gaz, renchérissant les coûts d'exploitation.
Ce puits, le premier percé en haute-mer par Total en Uruguay, sera situé à 400 km de Montevideo.
Actuellement, le puits off-shore le plus profond se trouve en Inde, selon M. Santa Ana, à 3.150 mètres de profondeur.
L'Uruguay importe tout le pétrole qu'il consomme. Néanmoins, la découverte en 2011 de traces de brut dans le sous-sol ont fait naître l'espoir de découvrir des réserves exploitables, comme c'est le cas chez ses voisins argentin ou brésilien
https://fr.news.yahoo.com/la-compagnie- ... 15975.htmlLa compagnie pétrolière Royal Dutch Shell va pouvoir forer dans l’Arctique
18 Aout 2015
Les Etats-Unis donnent leur feu vert définitif à la compagnie pétrolière anglo-néerlandaise Shell pour son programme d’exploration et de forage de l’Arctique, maintes fois repoussé pour cause de problèmes techniques. Mais le jeu en vaut la chandelle : les U.S.A affirment que 20% des réserves de pétrole et de gaz non répertoriées se trouvent dans cette région reculée du monde.
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http://www.usinenouvelle.com/article/sh ... ka.N352829Shell abandonne son projet pétrolier au large de l'Alaska
le 28 septembre 2015, Usine Nouvelle
Royal Dutch Shell a annoncé ce lundi 28 septembre l'arrêt de toute exploration dans les eaux au large de l'Alaska, le géant pétrolier ajoutant son intention de passer une provision de 4,1 milliards de dollars (3,7 milliards d'euros) faute d'avoir trouvé suffisamment de pétrole dans la région.
Le groupe anglo-néerlandais n'a ainsi pas trouvé des quantités suffisantes de pétrole et de gaz dans le puits Burger J, situé dans la mer des Tchouktches, pour pouvoir poursuivre l'exploration.
La décision d'arrêter toute exploration est la conséquence à la fois des coûts élevés du projet et d'un environnement réglementaire incertain, poursuit Shell, le tout dans un contexte de prix bas du pétrole.
http://www.lemarin.fr/secteurs-activite ... de-lalaska.....
Des charges importantes
L’addition est salée : Shell va passer des charges financières de 4,1 milliards de dollars, dont 1,1 lié aux engagements contractuels qu’il avait pris auprès de sous-traitants. Le groupe pourrait toutefois chercher à réduire ce montant de 1,1 milliard en trouvant d’autres emplois aux unités concernées.
Shell avait déployé une flotte comprenant deux rigs de forage (le Polar Pioneer et le Noble Discoverer) et 29 navires (barges, crew boats, remorqueurs, navires de réponse à une marée noire, navires d’approvisionnement offshore, etc).
http://www.romandie.com/news/LItalien-E ... 634916.romL'Italien Eni exploitera du pétrole au Mexique
30 septembre 2015 AFP / Romandie
Mexico
Le géant italien de l'énergie Eni a remporté mercredi une enchère pour extraire et exploiter du pétrole dans le Golfe du Mexique, lors d'une séance plus fructueuse que la première vente organisée en juillet, qui avait tourné au fiasco.
Deux consortiums, argentin et américano-mexicain, ont également été sélectionnés lors de ces enchères.
Eni exploitera, avec le gouvernement mexicain, trois champs pétroliers, représentant au total une surface de 67 km2 au sud-est du Mexique, avec des réserves estimées à 107 millions de barils de brut, selon le coordinateur de la commission nationale des hydrocarbures, Martin Alvarez.
Au total, cinq contrats d'exploitation partagée avec l'Etat mexicain étaient mis aux enchères. Neuf entreprises et cinq consortiums mexicain et internationaux ont déposé des offres.
Deux contrats n'ont pas été adjugés, selon Alvarez.
Eni, dont l'actionnaire majoritaire est le gouvernement italien (30%), a proposé à l'Etat mexicain une part opérationnelle de 83,7%, très au-dessus de la barre minimum de 34,8% fixée par les autorités pour participer.
Le consortium argentin réunissant PanAmerican Energy et E&P Hidrocarburos y Servicios s'est vu attribuer un champs pétrolier d'une surface de 40 km2, dont les réserves, situées à 82 mètres de profondeur, sont estimées à 93 millions de barils.
Nous pouvons nous féliciter du succès obtenu aujourd'hui par le Mexique, dans le contexte actuel d'un prix du baril de brut inférieur à 39 dollars, a commenté le président de la commission nationale des hydrocarbures, Juan Carlos Cepeda, lors d'une conférence de presse à l'issue des enchères.
Le gouvernement mexicain a fait son travail et corrigé ce qu'il fallait corrigé, a-t-il ajouté, en référence à l'échec de la première vente en juillet.
Les premières enchères pétrolières au Mexique, censées marquer l'ouverture historique du secteur aux capitaux privés et étrangers, avaient tourné au fiasco, avec la défection de plusieurs grands groupes étrangers et l'attribution de deux sites seulement, sur les 14 sites proposés.
Les autorités ont décidé d'assouplir les règles pour participer aux enchères, notamment en ce qui concerne les garanties, les assurances et les arbitrages en cas de conflit.
Avec cette réforme historique du secteur pétrolier mexicain, brisant un monopole de l'Etat datant de 1938, le président Enrique Peña Nieto espère relancer la production de pétrole et stimuler l'économie du pays après des années marquées par un déclin régulier de la production.
L'exploitation du pétrole au Mexique était jusqu'alors le monopole de l'entreprise d'Etat Pemex.
http://www.lesechos.fr/idees-debats/edi ... 163444.phpPourquoi les pétroliers n'ont pas renoncé à l'Arctique
Anne Feitz / Journaliste Les Echos Le 08/10/2015
En annonçant l'arrêt de sa campagne d'exploration au nord de l'Alaska, le groupe Shell a réjoui les ONG environnementales. Mais en réalité les compagnies pétrolières sont loin d'avoir tiré un trait sur les prometteuses réserves de l'Arctique.
Les amoureux des ours blancs ont crié victoire. Le 28 septembre, Shell a annoncé qu'il stoppait sa campagne d'exploration pétrolière en mer des Tchouktches, au nord de l'Alaska, après un forage décevant. Beaucoup ont vu dans ce recul le signal qu'ils attendaient : les compagnies pétrolières ont enfin renoncé à l'or noir de l'Arctique. Les ONG environnementales, comme Greenpeace, ont triomphé sur les réseaux sociaux. Peut-être un peu vite ?
« Il y a encore de nombreuses activités pétrolières en Arctique, par exemple sur terre en Alaska et en Russie, ou en mer en Norvège », souligne Mikå Mered, président du consultant spécialisé Polarisk. Exploitée par Gazprom, la plateforme de Prirazlomnoye, en mer de Pechora, produit même du pétrole depuis l'an dernier. ENI et Statoil s'apprêtent à démarrer leur projet Goliat, en mer de Barents norvégienne - qui deviendra alors le site de production de pétrole le plus au nord de la planète. Dans cette même mer de Barents, le gouvernement norvégien a lancé au début de l'été un processus d'enchères sur une toute nouvelle zone. « De nombreuses compagnies ont manifesté leur intérêt », assure Jon Marsh Duesund, spécialiste de l'Arctique chez le consultant Rystad Energy, à Oslo.
En réalité, si l'échec de Shell a donné un coup d'arrêt à l'exploration en Arctique, c'est seulement dans des zones restreintes, les plus fragiles : les mers polaires gelées une grande partie de l'année (ce qui n'est pas le cas de la mer de Barents), comme les mers des Tchouktches et de Beaufort, au large de l'Alaska, du Canada, ou du Groenland. « De nombreuses compagnies, comme ConocoPhillips, Statoil, ExxonMobil ou Chevron, ont laissé Shell partir le premier en adoptant une attitude "wait and see" », note Jon Marsh Duesund. « Je ne les vois pas y revenir avant au moins cinq ans. » Chevron, ExxonMobil et BP avaient déjà annoncé cette année qu'ils suspendaient leurs opérations dans la région.
Réaliser des forages d'exploration dans cet environnement extrême, c'est accumuler les difficultés - et les coûts. La fenêtre pendant laquelle les eaux ne sont pas gelées est réduite aux trois ou quatre mois d'été. Les conditions climatiques (froid, tempêtes, icebergs) rendent les opérations techniquement complexes et risquées. Et les contraintes imposées pour limiter les conséquences d'une fuite éventuelle dans cet écosystème extrêmement fragile sont énormes.
Shell en sait quelque chose. Lors d'une tentative précédente, en 2012, il avait accumulé les revers. L'un de ses systèmes anti-marée noire avait échoué à un test, ce qui l'avait empêché de forer jusqu'aux couches pétrolières. Surtout l'une de ses plates-formes, Kulluk, s'était échouée sur le chemin du retour. Pour sa campagne de 2015 le groupe avait pris ses précautions : il a acheminé sur le site deux plates-formes de forage, une trentaine de navires, sept avions… En dix ans, le groupe a englouti la somme exorbitante de 7 milliards de dollars dans l'aventure de la mer des Tchouktches.
Shell a aussi dû affronter les campagnes virulentes des ONG environnementales : Greenpeace a organisé des manifestations très médiatisées, mobilisant par exemple des centaines de kayaks à plusieurs reprises cette année pour protester et sensibiliser les régulateurs américains.
Ni le coût de l'exploration ni le risque juridique ou politique n'ont toutefois réellement découragé les compagnies pétrolières. Car l'espoir, en Arctique, est à la mesure des difficultés. Les réserves estimées en pétrole et en gaz y sont colossales : 90 milliards de barils de pétrole (15 % des réserves mondiales) et 47 milliards de mètres cubes de gaz (30 % du total mondial), selon une évaluation de l'US Geological Survey de 2008. Alors que les compagnies ont un besoin vital de renouveler leurs réserves, l'Arctique est l'une des rares « nouvelles frontières » où elles espèrent effectuer des découvertes majeures.
Même la chute récente du baril, qui a perdu 50 % depuis juin 2014, les a à peine freinées. Dans un premier temps, seules les compagnies les plus fragiles ont levé le pied. Non parce que le coût estimé d'extraction d'un baril en Arctique (entre 70 et 80 dollars) est largement supérieur au cours actuel (autour de 50 dollars) : « Nous ne prenons pas nos décisions d'investissement sur la base du prix du pétrole à court terme », expliquait en janvier Tim Domson, le patron de l'exploration de Statoil, dans un entretien aux « Echos ». « En Arctique, les délais entre les premiers forages et la production sont supérieurs à dix ans : le prix du brut aura remonté d'ici là. »
Ce qui a freiné l'exploration en Arctique, c'est l'impact de la chute du brut sur les cash-flows des compagnies, qui les a conduites à tailler dans leurs investissements. Ou encore, en Russie, les sanctions imposées aux compagnies occidentales, qui visent directement les technologies nécessaires à l'exploration de l'arctique offshore. ExxonMobil et Rosneft ont annoncé en septembre 2014 une découverte potentiellement gigantesque en mer de Kara, mais ont dû refermer les puits et interrompre leur programme pour respecter les sanctions. Les compagnies russes, Rosneft et Gazprom, n'ont ni les moyens ni la technologie nécessaires pour mener leurs programmes seules. Elles les ont décalés de plusieurs années : l'exploration ne reprendra pas en mer de Kara avant 2020 ou 2021, a indiqué le ministre russe de l'Energie mi-septembre, selon l'agence Interfax. Autant de circonstances toutefois loin d'être définitives. « Shell continue de voir un potentiel important en mer des Tchouktches », a affirmé Marvin Odum, patron de l'exploration-production de la compagnie pour l'Amérique. Les compagnies ont gelé leurs projets, mais ne les ont pas définitivement enterrés.
Anne Feitz
http://www.lemarin.fr/secteurs-activite ... -loffshoreLes États-Unis annulent deux ventes de permis dans l’offshore arctique
Publié le 19/10/2015 lemarin.fr
Nouveaux revers pour les activités pétrolières dans l’offshore arctique. Le département de l’Intérieur américain a décidé d’annuler deux ventes de permis pétroliers au nord de l’Alaska. Ces ventes étaient prévues dans le cadre du programme d’attribution de permis en mer 2012-2017.
http://www.connaissancedesenergies.org/ ... nes-151021Cuba se dit ouvert aux entreprises pétrolières américaines
AFP le 21 oct. 2015
Cuba s'est déclaré ouvert à "tous types d'affaires" avec les compagnies pétrolières américaines, pour exploiter ses réserves, dans le cadre du processus historique de rapprochement entre La Havane et Washington.
"Qu'elles viennent, nous sommes prêts, nous les attendons, nous avons tous types d'affaires pour elles", a affirmé Maria Yodalis Hernandez, porte-parole de l'Entreprise de perforation et extraction du pétrole du Centre, filiale de la compagnie d'Etat cubaine Cupet.
"Nous espérons que cette nouvelle ouverture, qui a commencé après le 17 (décembre 2014), ait une influence sur l'industrie pétrolière" cubaine, a-t-elle ajouté, à l'occasion d'une visite organisée avec des correspondants étrangers à Matanzas, à 110 kilomètres à l'est de La Havane.
Les sociétés américaines sont jusqu'à présent interdites de toute activité à Cuba, en raison de l'embargo imposé par Washington en 1962 contre le régime communiste de l'île. Le président Barack Obama espère le lever, à la faveur du rapprochement historique amorcé en décembre avec La Havane.
Le secteur pétrolier cubain a été "profondément meurtri et affecté par le blocus", terme employé par La Havane pour décrire l'embargo, car les entreprises américaines, même si elles détiennent "les principales ressources et la technologie de pointe, ne peuvent faire des affaires avec Cuba", a souligné Mme Hernandez.
Ainsi, l'Entreprise de perforation et extraction du pétrole du Centre ne peut exploiter que 5% de ses réserves totales car "nous n'avons pas les technologies pour les extraire".
Les propriétés des entreprises pétrolières américaines à Cuba avaient été nationalisées par Fidel Castro en 1960, l'année suivant la révolution cubaine.
Cuba produit déjà 25 millions de barils par an, du pétrole extra-lourd ne pouvant servir qu'à la production électrique, de ciment ou d'asphalte, ce qui couvre 50% de sa consommation. L'île importe le reste du Venezuela, avec des facilités de paiement de son allié traditionnel.
Les experts internationaux estiment que les eaux cubaines abritent des réserves probables de 5 à 9 milliards de barils de brut, les autorités cubaines affirmant que celles-ci vont jusqu'à 20 milliards.
La zone économique cubaine du Golfe du Mexique, de 112.000 kilomètres carrés, a été divisée en 59 blocs, dont 22 ont fait l'objet de contrats avec des entreprises de Norvège, Espagne, Inde, Venezuela, Vietnam, Malaysie, Angola et Russie.
Mais en raison des échecs de perforations, ne restent présentes que trois sociétés étrangères, selon les autorités : PDVSA (Venezuela), Sonangol (Angola) et Zarubezhneft (Russie).
http://www.connaissancedesenergies.org/ ... que-151017Les Etats-Unis suspendent toute nouvelle concession pétrolière dans l'Arctique
AFP le 17 oct. 2015
Les Etats-Unis ont annoncé qu'ils n'accorderaient plus de nouveaux droits d'exploration pétrolière dans l'Arctique américain, au large de l'Alaska, jusqu'en 2017, alors que le potentiel de production dans le bassin est en-dessous des espérances.
La secrétaire à l'Intérieur Sally Jewell a annoncé vendredi dans un communiqué l'annulation de deux prochaines enchères pour des concessions sous les mers des Tchouktches (2016) et de Beaufort (2017), alors qu'un seul candidat pour le site de Beaufort s'était manifesté.
L'administration de Barack Obama a en même temps rejeté les demandes des compagnies Shell et Statoil qui réclamaient une extension de leurs concessions de dix ans, qui doivent expirer en 2017 dans la mer de Beaufort et en 2020 dans celle des Tchouktches. Elles n'ont pas produit de "calendrier raisonnable" d'exploration et de développement, a justifié l'administration.
Le géant pétrolier Shell avait annoncé fin septembre son retrait d'Alaska, après avoir foré sans succès à plus de 2 000 mètres sous la mer des Tchouktches, avec son puits Burger J, à environ 240 km au large de la petite ville de Barrow. "Etant donné l'annonce de Shell, la surface déjà louée et les conditions de marché actuelles, il n'est pas logique de préparer de nouvelles ventes de concessions dans l'Arctique dans la prochaine année et demie", a déclaré Sally Jewell.
D'autres compagnies pétrolières détiennent actuellement des concessions au large de l'Alaska, notamment ConocoPhillips, Eni, Repsol, Hilcorp et Shell. Les associations écologistes ont salué la décision de l'administration de Barack Obama, qui avait autorisé en mai Shell à forer dans l'Arctique.
Mais pour les républicains, majoritaires au Congrès, le blocage est un nouveau signe de l'hostilité du président américain aux énergies fossiles. La sénatrice républicaine de l'Alaska, Lisa Murkowski, a dénoncé l'excès de réglementations qui empêche les compagnies pétrolières d'explorer dans la région.
http://www.lemarin.fr/secteurs-activite ... de-lalaskaPétrole : Statoil abandonne ses permis au large de l’Alaska
le 18/11/2015 lemarin.fr
Le groupe pétrolier norvégien Statoil a décidé de renoncer à l’ensemble de ses permis en mer de Tchouktches, au nord-ouest de l’Alaska, a-t-il annoncé le 17 novembre. Il abandonne ainsi les 16 permis dont il est opérateur dans la zone ainsi que sa participation dans 50 permis opérés par l’américain ConocoPhillips (voir carte).
Dans le Telegraph du 19 Novembre, le toujours taquin Ambrose Evans-Pritchard a écrit :Goldman eyes $20 oil as glut overwhelms storage sites
“The world is floating in oil. The numbers we are facing now are dreadful," said David Hufton from PVM Group
Les effets du "Peak oil" sont de plus en plus effrayants.The world is running out of storage facilities for surging supplies of oil and may soon exhaust tanker space offshore, raising the chances of a violent plunge in crude prices over coming weeks, experts have warned.
Goldman Sachs told clients that the increasing glut of oil on the global market has combined with mild weather from a freak El Nino this winter. The twin-effect could send prices plummeting to $20 a barrel, the so-called ‘cash cost’ that forces drillers to abandon production. “Risks of a sharp leg lower remain elevated,” it said.
Oil has fallen from $110 a barrel early last year and is hovering near $40 for US crude, and $44 for Brent in Europe.
La faim est proche...http://www.lemonde.fr/economie/article/ ... F9KMIuv.99Dans une note publiée lundi 5 mai [2008] par la banque d'affaires américaine, l'analyste juge possible que les prix de l'or noir atteignent 150, voire 200 dollars, dans les six à vingt-quatre prochains mois. Cette prévision menaçante a poussé des investisseurs à acheter encore plus de "barils papier" et a alimenté la flambée des cours.
http://www.usinenouvelle.com/article/le ... as.N359057Le schiste ne s'exporte pas
Par Ludovic Dupin - Usine Nouvelle le 29 octobre 2015
Les gaz et pétrole de schiste n’ont pas encore quitté l’Amérique du Nord ! « Les États-Unis comptent 100 000 puits actifs, le Canada 20 000. Dans le reste du monde, il en existe entre 500 et 1 000 » précise Jean-Louis Schilansky, le président du centre hydrocarbures non conventionnels (CHNC) qui vient de présenter un panaroma de l’exploration et de l’exploitation. « La question est de savoir si ce phénomène restera purement nord-américain. Franchement, je ne le crois pas », affirme-t-il. Aujourd’hui, l’essentiel de la production mondiale d’hydrocarbures de schiste provient des États-Unis (4,2 millions de barils par jour et 350 Gm3 de gaz de schiste), du Canada (1 million de barils par jour et 30 Gm3 de gaz) et d’Argentine (50 000 barils par jour et 1,5 Gm3 de gaz).
Indépendance et décarbonisation
Toutefois, le CHNC dénombre dix autres pays qui ont engagé des recherches sur le sujet : Allemagne, Afrique du Sud, Algérie, Arabie saoudite, Australie, Chine, Danemark, Pologne, Royaume-Uni et Russie. Dans la majorité de ces pays, on retrouve des raisons communes à cet intérêt pour les hydrocarbures non conventionnels. D’une part, une volonté d’accroître leur indépendance énergétique. La Pologne veut s’affranchir de la Russie et le Royaume-Uni veut compenser la baisse de sa production d’hydrocarbures en mer du Nord. D’autre part, ils partagent un souci de décarbonisation de l’économie. L’Allemagne, la Chine et le Danemark remplacent des centrales au charbon par des centrales à gaz. Les recherches exploratoires sont plus ou moins couronnées de succès. Les études sur la Pologne annonçaient 4 000 Gm3 de gaz de schiste dans le sous-sol.
Après les premières prospections, ce potentiel a été réduit à 550 Gm3. De même, au Danemark, les recherches de Total n’ont pas produit les résultats escomptés. À l’inverse, au Royaume-Uni, les puits forés ont révélé un potentiel très important de 700 Gm3 de gaz de schiste, soit dix ans de consommation nationale. En Allemagne, les études évoquaient 500 Gm3 de réserves. Elles ont finalement été réévaluées à près de 1 300 Gm3 par l’Institut fédéral allemand des géosciences. La révolution des schistes peine à se mondialiser.
http://fr.reuters.com/article/frEuroRpt ... CO20151214Le groupe d'études sismiques norvégien Dolphin en dépôt de bilan
lundi 14 décembre 2015
OSLO, 14 décembre (Reuters)
Le groupe d'études sismiques norvégien Dolphin Group a annoncé lundi avoir demandé une procédure de dépôt de bilan, le repli prolongé des cours du brut ayant fait baisser les missions allouées par les compagnies pétrolières.
"Le fait que le marché s'est encore détérioré et le fait que le calendrier d'une reprise attendue des conditions de marché a encore été repoussé ont conduit le conseil d'administration de l'entreprise à la conclusion unanime que les fondements pour la poursuite des opérations ne sont plus là", précise Dolphin dans un communiqué.
Toujours plombés par une situation de déséquilibre entre une offre abondante et une demande atone, les cours du pétrole sont partis pour accuser ce lundi leur septième séance de suite de recul, du jamais vu depuis la mi-2014.
Le Brent, en baisse de 1,29% à 37,44 dollars le baril vers 09h05 GMT, est passé vendredi sous la barre des 38 dollars pour la première fois depuis décembre 2008.
http://www.boursier.com/actualites/reut ... .html?fil2Le secteur pétrolier réduira encore ses investissements en 2016
03 janv 2016 LONDRES Reuters
Face à des cours du brut proches de leurs plus bas niveaux depuis 11 ans, les principales compagnies pétrolières et gazières mondiales risquent de connaître la plus longue période de baisse de leurs investissements depuis des décennies mais elles devraient continuer d'emprunter pour préserver les dividendes versés aux actionnaires.
A environ 37 dollars, le prix du baril évolue très loin du seuil de 60 dollars nécessaire pour que des groupes comme Total, Statoil ou BP équilibrent leurs compte, un point mort qui a pourtant été fortement réduit depuis 18 mois.
Les compagnies vont donc être forcées de réduire encore leurs dépenses, de supprimer des postes et de retarder certains projets.
Selon le cabinet de conseil spécialisé norvégien Rystad Energy, les investissements mondiaux dans le pétrole et le gaz devraient ainsi tomber cette année à 522 milliards de dollars (481 milliards d'euros), après une baisse de 22% à 595 milliards en 2015.
"Ce sera la première fois depuis la crise des cours pétroliers de 1986 que l'on connaîtra deux années consécutives de baisse des investissements", a précisé à Reuters Bjornar Tonhaugen, vice-président de Rystad Energy.
Parallèlement, le secteur, dont le ratio dette/fonds propres est relativement bas, autour de 20% ou en dessous de ce seuil pour certains groupes, va recourir à l'emprunt pour compenser le manque de revenus lié à la faiblesse des cours et assurer le maintien de son niveau de dividende, prédisent des sources du secteur.
Royal Dutch Shell n'a pas réduit son dividende depuis 1945 et la direction actuelle n'entend pas faire exception à la règle. Le reste du secteur est sur la même ligne, de peur d'indisposer les actionnaires, parmi lesquels figurent souvent certains des principaux fonds d'investissement et fonds de pension de la planète.
Exxon Mobil et Chevron affichent des ratios d'endettement parmi les plus bas des grands noms du secteur alors que ceux de Statoil et Repsol figurent parmi les plus élevés, selon Jason Gammel, analyste de Jefferies.
DES CONSÉQUENCES SUR L'EMPLOI INÉVITABLES
Dans tout le secteur, la réduction des coûts passera par celle du nombre de projets, la renégociation des contrats des fournisseurs et le recours à des technologies moins complexes.
"Les compagnies veulent réduire le champ de leurs activités et privilégier celles qui offrent le meilleur retour sur investissement", explique Brendan Warn, analyste spécialisé de BMO Capital Markets.
Shell, qui prévoit de boucler en février le rachat de BG pour 54 milliards de dollars, entend ainsi se concentrer sur le marché du gaz naturel liquéfié (GNL) et la production pétrolière en eaux profondes, notamment au Brésil, deux domaines jugés plus attractifs et dans lesquels BG dispose d'une position de premier plan.
BP, lui, se concentre sur le golfe du Mexique et l'Egypte, où il a approuvé un projet de 12 milliards de dollars en 2015.
Cette stratégie aura bien sûr des conséquences sur l'emploi dans le secteur, qui a pourtant déjà supprimé plusieurs dizaines de milliers de postes en 2015, ajoute Brendan Warn.
La réduction des coûts passera aussi par de nouvelles réductions de tarifs pour les sous-traitants. Déjà, le coût annuel de location d'un navire de forage est tombé en 2015 à 332.000 dollars, contre 405.000 en 2014, selon Rigzone, qui collecte des données sur le secteur.
Mais en réduisant le nombre de projets lancés et celui des gisements mis en exploitation tout en diminuant les travaux de maintenance, les compagnies prennent le risque d'handicaper leur croissance future.
"Il faudra avoir les nerfs solides. Si on coupe trop, il sera très, très difficile de tirer parti du rebond des cours lorsqu'il surviendra", a dit à Reuters un haut dirigeant d'une "major" européenne.
Certaines compagnies pourraient être tentées par le rachat de concurrents au bilan moins solide que le leur, comme Shell avec BG.
"Au second semestre 2016, si l'on observe une stabilisation des cours, je m'attends à ce que des compagnies cherchent à remplacer leurs réserves par la voie non-organique, c'est à dire en procédant à des acquisitions", dit Warn.
Il a du gras.pangloss a écrit :
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... ep_Up_CutsBaker Hughes: US Oil Rig Count Lowest Since 2010 As Drillers Step Up Cuts
January 08, 2016
The U.S. oil rig count this week dropped to the lowest level in over five years as energy firms stepped up the rate of idling rigs after one of the worst years in almost 30 years for drilling, data showed on Friday.
Drillers removed 20 oil rigs in the week ended Jan. 8, bringing the total rig count down to 516, the least since April 2010, oil services company Baker Hughes Inc said in its closely followed report.
That was the seventh decrease in the past eight weeks and brings the total rig count down to about a third of the 1,421 oil rigs operating in same week a year ago.
.......................
Le ministre allemand des Finances, Wolfgang Schäuble, a évoqué samedi l'hypothèse d'une taxe européenne sur l'essence pour, en cas de besoin, faire face financièrement à la crise des réfugiés, dans une interview au quotidien Süddeutsche Zeitung.
http://www.latribune.fr/entreprises-fin ... 50070.htmlLes investissements dans l'industrie pétrolière réduits à des niveaux dangereux ?
Par latribune.fr 10/02/2016
L'industrie pétrolière court le risque de ne pas pouvoir faire face à la croissance de la demande, si elle réduit trop drastiquement ses investissements en raison de la faiblesse des prix, a estimé mardi 9 février Roberto Casula, le chef du développement d'ENI.
Les compagnies pétrolières se serrent-elles trop la ceinture ? Constatant que des discontinuités certaines avaient façonné l'industrie pétrolière ces dernières années, cette dernière ayant notamment été confrontée à la concurrence croissante des énergies renouvelables mais également à la chute des cours de l'or noir, Roberto Casula, le chef du développement d'ENI, une entreprise italienne spécialisée dans les hydrocarbures, a estimé que réduire les investissements n'était pas nécessairement la meilleure façon de conduire le marché à un nouvel équilibre.
Tout en reconnaissant que "le changement climatique (était) un problème auquel il (fallait) s'attaquer immédiatement", M. Casula a toutefois plaidé pour que "cette volonté (devait) aussi être mise en balance avec la réalité que la demande d'énergie continue à grandir".
Chute des investissements de 20% en 2015
Citant la décision de l'Organisation des pays producteurs de pétrole (Opep) de ne pas réduire sa production, le niveau élevé de l'offre américaine et la résistance inattendue dont ont fait preuve les producteurs américains de pétrole de schiste, M. Casula a souligné qu'au déclin des prix, "l'industrie réagit en réduisant les coûts et en diminuant et différant les projets aux coûts plus élevés jusqu'à ce que les temps soient meilleurs".
"L'effet général est que les dépenses d'investissements en amont (Capex) ont été réduites à des niveaux dangereux", a relevé le chef du développement et directeur des opérations et de la stratégie d'ENI.
"En 2015, les investissements ont chuté de 20% et cette année, on s'attend à ce qu'ils chutent encore davantage de 50% à environ 450 milliards de dollars", a précisé le chef du développement d'ENI, rappelant que selon l'Agence internationale de l'Énergie (AIE), environ 600 milliards de dollars d'investissements annuels étaient nécessaires pour simplement compenser le déclin de la production mondiale, estimée à 5% par an.
Un secteur de l'énergie qui pourrait ne pas produire assez d'énergie
On pourrait justifier la baisse des investissements par le fait que la demande est plus faible, a argué Roberto Casula, mais elle a augmenté en 2015 et est à son plus haut niveau depuis 2010. Aussi, "si cette situation persiste, nous allons avoir un secteur de l'énergie qui pourrait ne pas être capable de produire suffisamment d'énergie", a-t-il mis en garde.
Le chef du développement d'ENI a néanmoins jugé que si l'industrie pétrolière ne pouvait contrôler la volatilité à court terme, elle pouvait à tout le moins résoudre un déséquilibre majeur, à savoir le manque d'alignement des prix et des coûts.
"Si nous considérons que les prix (du pétrole) ont chuté d'environ 70% (depuis la mi-2014, NDLR), les coûts n'ont baissé que de 15%-20%, restant ainsi en ligne avec un baril à 80 dollars", a indiqué M. Casula.
"Si nous ne sommes pas capables de faire mieux correspondre la structure des coûts aux prix et de maintenir un niveau raisonnable d'investissements, nous risquons de compromettre la structure (même) de l'industrie", a-t-il prévenu, estimant que l'industrie devait s'adapter en réduisant ses coûts de façon ciblée, en se diversifiant et en développant des technologies plus efficaces et sûres.
http://prixdubaril.com/news-petrole/619 ... la-re.html- "Nous préparons le prochain rebond"
Ainsi, le déclin naturel de la production des champs de pétrole existants, couplé à une hausse de la demande, créeront le besoin d'un million de barils par jour supplémentaires chaque année d'ici 2020, a détaillé le PDG de Total.
Cela signifie que 25 millions de barils par jour de nouvelles capacités doivent être lancées entre aujourd'hui et 2020 dans un contexte où les investissements sont quasiment à l'arrêt, a poursuivi M. Pouyanné, estimant que le déficit d'offre d'ici 2020 devrait atteindre entre 5 et 10 millions de barils par jour."Si nous continuons comme cela, nous préparons le prochain rebond des prix du pétrole, a-t-il assuré.
Mais ce calcul pourrait toutefois s'avérer dangereux, a jugé Roberto Casula, le chef du développement d'ENI, car si l'industrie pétrolière réduit trop drastiquement ses investissements, sur fond de chute des prix du brut, elle court le risque de ne pas pouvoir faire face à la croissance de la demande."
http://www.lemonde.fr/economie/article/ ... _3234.htmlL’Agence internationale de l’énergie met en garde contre le sous-investissement pétrolier
Le Monde.fr | 22.02.2016
Le directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a prévenu des dangers du sous-investissement pétrolier, lundi 22 février, lors de la conférence IHS CERAWeek qui se tient à Houston (Texas). « Il est confortable pour les consommateurs de se laisser bercer par les stocks importants et les prix bas d’aujourd’hui, a souligné Fatih Birol en ouvrant ce « Davos de l’énergie » organisé, chaque année, dans la capitale américaine du pétrole. Mais ils devraient voir ce qui est écrit sur le mur : la réduction historique des investissements nous prépare à de mauvaises surprises dans un avenir pas si lointain. »
Après avoir reculé de 24 % en 2015, les capitaux investis (« capex ») dans l’exploration-production d’hydrocarbures devraient encore baisser de 17 % en 2016. Ces deux années de baisse consécutive sont « une première » depuis l’effondrement des prix en 1986, prévient l’agence dépendant de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) dans son rapport sur le marché du pétrole à moyen terme lancé au cours de la conférence de Houston.
Déplétion naturelle des champs « matures »
L’investissement est en partie consacré à maintenir la production dans les champs matures, dont la déplétion est naturelle et rapide (– 6 % par an en moyenne), notamment en mer du Nord ou au Moyen-Orient. Or, au rythme actuel de la progression des capex, seulement 4,1 millions de barils s’ajouteront chaque jour à l’offre globale en 2015-2021 grâce aux Etats-Unis et à l’Iran, contre 11 millions en 2009-2015, calcule l’AIE. Même si la Chine n’a plus la soif d’or noir du début de la décennie, cette offre additionnelle sera insuffisante pour répondre à la demande, ce qui va entraîner une remontée des prix.
Pour l’heure, les puits de pétrole donnent à plein et les réservoirs débordent. Comme les compagnies et les grandes banques, l’AIE table donc sur la persistance de prix bas en 2016 en raison d’une offre toujours excédentaire, « à moins d’un événement géopolitique majeur », nuance-t-elle.
« Ce n’est qu’en 2017 que nous observerons enfin un alignement de l’offre et de la demande, mais les stocks énormes accumulés freineront le rythme du redressement des prix. » Avec 3 milliards de barils, ils sont à leur plus haut niveau depuis les années 1930. Et « d’importantes innovations techniques », comme la fracturation hydraulique et les puits horizontaux, permettent d’extraire un brut en grande quantité naguère inexploitable.
Hausse de la consommation
La politique des vannes ouvertes de l’Arabie saoudite, qui a fait plonger les prix, a lourdement pénalisé de petits producteurs américains de pétrole de schiste. Leur production devrait décliner de 600 000 barils par jour (sur 4,5 millions) en 2016 et de 200 000 barils par jour en 2017, avant de se redresser pour atteindre 5 millions d’ici à 2021.
A cet horizon, les Etats-Unis pomperont 14,2 millions de barils, un niveau sans précédent dans leur histoire, avance l’AIE. Ces chiffres doivent être pris avec beaucoup de précaution. Il demeure que si les cours remontent à 50, voire 60 dollars à la fin de la décennie, les shale oil redeviendront rentables. Et les Américains assureront alors les deux tiers du surplus de production des pays non-OPEP.
En 2021, la production quotidienne des pays de l’OPEP devrait s’élever à 36,4 millions de barils, celle des autres producteurs à 59,7 millions. Soit un total de 96,1 millions. Parallèlement, la consommation d’or noir continuera à augmenter pour atteindre 101,6 millions de barils. Il manquera 5 millions de barils à l’appel. C’est dire si l’avertissement de l’AIE sur l’investissement est à prendre en considération.
http://www.latribune.fr/entreprises-fin ... 57429.htmlCoup de pouce fiscal britannique pour l'industrie pétrolière
Par latribune.fr | 16/03/2016,
Le ministre britannique des Finances a annoncé mercredi de nouvelles réductions de taxes pour soutenir l'industrie pétrolière et gazière en mer du Nord, frappée par la chute des prix du pétrole depuis la mi-2014.
La Grande-Bretagne choie sa production de pétrole et de gaz. Un coup de pouce, d'abord motivé par un constat d'échec. "Dans mon budget, il y a un an, j'ai réalisé des réductions majeures de taxes, mais les prix du pétrole ont continué à chuter. Nous devons donc agir maintenant pour le long terme", a déclaré George Osborne lors d'un discours de présentation du budget annuel de l'État britannique, à la Chambre des communes.
La taxe sur les revenus pétroliers divisée par deux
"Je réduis aujourd'hui de moitié l'impôt supplémentaire sur le pétrole et le gaz, [le faisant passer] de 20% à 10%, et j'abolis de façon effective la taxe sur les revenus pétroliers", a annoncé le ministre britannique des Finances devant le parlement.
L'impôt supplémentaire sur les bénéfices issus de la production de pétrole et de gaz est une taxe s'appliquant aux profits réalisés par une compagnie pétrolière ou gazière britannique, uniquement à partir de ses activités d'extraction ou de production, indépendamment des pertes qu'elle aurait pu subir dans d'autres activités.
La taxe sur les revenus pétroliers (Petroleum Revenue Tax ou PRT), qui avait déjà été abaissée de 50% à 35% dans le budget 2015, concerne principalement certains des champs pétroliers les plus matures au Royaume-Uni.
Pression des lobbies
George Osborne a précisé que ces deux mesures de réduction fiscale, destinées à "accompagner cette industrie clé de l'Écosse et à soutenir les emplois partout en Grande-Bretagne", seraient rétroactives à compter du 1er janvier de cette année.
Oil and Gas UK, la fédération du secteur pétrolier et gazier au Royaume-Uni, avait prévenu fin février dans son rapport annuel que la production de pétrole et de gaz en mer du Nord risquait d'être divisée par deux en dix ans si de nouveaux investissements n'étaient pas réalisés.
Aider les industriels à trouver de nouveaux revenus
Le lobby précisait que cette forte baisse des investissements faisait suite à la dégringolade des cours de l'énergie observée depuis près de deux ans, alors que "le cours du pétrole a perdu 70% depuis l'été 2014 et (que) le prix moyen du gaz (a décliné de) 20% l'année dernière".
Le gouvernement britannique avait déjà annoncé fin janvier qu'il allait débloquer 250 millions de livres (320 millions d'euros) pour soutenir l'industrie pétrolière dans le nord-est de l'Écosse, une enveloppe devant servir à aider les industriels du pétrole et du gaz à vendre leur expertise à l'étranger et promouvoir une diversification économique de la région.
http://www.sciencesetavenir.fr/nature-e ... liere.htmlARCTIQUE. Oslo ouvre de nouvelles zones à la prospection pétrolière
Sciences et Avenir avec AFP le 21-05-2016
Ces exploitations seront situées dans l'océan Arctique, dans des zones auparavant inaccessibles du fait des glaciers. C'est aussi un sanctuaire écologique.
La Norvège a attribué mercredi 18 mai 2016 des licences à 13 compagnies pétrolières dans l'Arctique, y compris dans une nouvelle région de la mer de Barents jusque-là totalement inexplorée, au grand dam des défenseurs de l'environnement. Alors que sa production pétrolière a été divisée de moitié depuis 2000 et que la faiblesse du cours du baril ampute les revenus de l'État, c'est la première fois depuis 1994 que le pays scandinave ouvre une nouvelle contrée à l'industrie pétrolière. Trois des dix licences couvrant au total 40 blocs sont situées à proximité immédiate de la frontière maritime de la Russie, dans une zone que les deux pays se sont longtemps disputée jusqu'à la conclusion d'un accord en 2010. L'exploitation de deux d'entre elles a été offerte au géant pétrolier national Statoil, la troisième à son compatriote Det norske avec une participation notable du russe Lukoil.
"Aujourd'hui s'ouvre un nouveau chapitre dans l'histoire de l'industrie pétrolière norvégienne. Pour la première fois depuis plus de 20 ans, nous ouvrons de nouvelles zones à l'exploration", s'est félicité le ministre du Pétrole et de l'Énergie, Tord Lien, dans un communiqué. "Cela contribuera à l'emploi, à la croissance et à la création de valeur en Norvège. C'est maintenant au tour du nord de la Norvège d'écrire les nouveaux chapitres de l'aventure pétrolière norvégienne", a-t-il ajouté. Libres de glace grâce au Gulf Stream, les eaux ouvertes à la prospection, en particulier celles proches de la Russie, sont jugées prometteuses mais la décision a ulcéré les ONG de défense de l'environnement.
Le risque de nouvelles catastrophes écologiques
"Nous ne pouvons risquer un Deepwater Horizon en mer de Barents", une région à l'écosystème riche mais fragile, a critiqué Truls Gulowsen, responsable de la branche norvégienne de Greenpeace. En 2010, un accident qui s'était produit sur cette plateforme exploitée pour le compte de BP avait provoqué la mort de 11 personnes et une gigantesque marée noire dans le Golfe du Mexique. "A Paris (lors de la COP21 de décembre dernier, ndlr), les dirigeants du monde entier se sont engagés à maintenir la hausse des températures sous 1,5 degré", a aussi souligné M. Gulowsen. "Si l'on veut atteindre cet objectif, on ne peut chercher du pétrole et du gaz naturel dans l'Arctique". Parmi les autres groupes s'étant vu attribuer des parts figurent le suédois Lundin (représenté dans cinq des dix licences), les américains Chevron et ConocoPhillips ou encore le britannique Centrica.
Ça démontre qu'il y avait bien une bulle des pétroles de schiste, l'éclatement de la bulle est la preuve indépassable.alain2908 a écrit :En tout cas y a pas à dire, ca a plus de gueule que le courbe de l'immo en France
http://cib.natixis.com/flushdoc.aspx?id=91363Le pétrole pourrait-il être à nouveau très cher dans 3 ans ?
Rédacteur : Patrick ARTUS Natixis
Aujourd’hui, il y a toujours excès mondial de production de pétrole et la remontée du prix du pétrole est liée à l’anticipation du rééquilibrage du marché du pétrole au début de 2017 avec une forte progression de la demande mondiale de pétrole et un léger recul de la production mondiale.
Mais la courbe des prix à terme (futures) du pétrole est devenue assez plate (le contango est faible) ce qui montre que les intervenants sur le marché du pétrole ne croient plus à une hausse très forte des prix dans le futur.
Pourtant, que va-t-il se passer dans 3 ans ?
- certains pays de l’OPEP (Arabie Saoudite, Iran, Lybie) pourront produire plus, pour un montant total assez modeste, inférieur à la hausse anticipée de la demande de pétrole ;
- en dehors de l’OPEP, le recul très important des investissements observé depuis 2015 devrait conduire à un recul de la production, compte tenu du déclin naturel des champs pétroliers, et malgré le redressement probable de la production de pétrole de schiste aux États-Unis.
Il est donc possible, même si les incertitudes sont fortes, que le prix du pétrole soit à nouveau très élevé dans 3 ans, avec un cycle des prix lié au cycle de l’investissement.
http://www.lesechos.fr/industrie-servic ... 001457.phpLes découvertes de pétrole n’ont jamais été aussi faibles depuis... 1952
ANNE FEITZ Les Echos le 26/05/2016
L’an dernier, les compagnies pétrolières et gazières n’ont trouvé que l’équivalent d’à peine un mois de consommation de la planète.
Les découvertes conventionnelles de pétrole et de gaz sont tombées au plus bas depuis 1952. Selon une nouvelle analyse publiée cette semaine par le cabinet IHS, les compagnies pétrolières n'ont trouvé que 12 milliards de barils équivalent pétrole de réserves récupérables l'an dernier.
Un chiffre en baisse de 20 % par rapport aux 15 milliards de barils découverts en 2014, selon Wood Mackenzie - et très loin des 47 milliards de 2010. « C'est à peine l'équivalent d'un mois de consommation mondiale », commentent les analystes de Morgan Stanley. Ces chiffres concernent toutefois seulement les hydrocarbures conventionnels, hors donc le pétrole et le gaz de schiste américains.
Une industrie en crise
Ils n'en sont pas moins symptomatiques de la crise que traverse l'industrie. La chute des prix du baril, dont les cours ont chuté de 60 % depuis mi-juin 2014, a conduit les compagnies à tailler dans leurs investissements, notamment d'exploration. « Ce sont traditionnellement les premières dépenses à être coupées », rappelle Geoffroy Hureau, à l'IFP EN. Selon l'Institut français, les investissements d'exploration dans le monde, qui étaient passées de 50 à 100 milliards de dollars entre 2010 et 2013, sont tombés à 82 milliards en 2015. Et les budgets devraient encore baisser cette année. Mais toute activité n'a pas cessé. Chez Total, par exemple, 1,5 milliard de dollars sont encore consacrés au forage de puits d'exploration. Comme les prix des services pétroliers ont fortement baissé depuis deux ans, un tel budget permet de forer « quasiment autant de puits qu'auparavant », relève un expert. Selon IHS, le nombre de puits conventionnels forés en 2015, en dehors de l'Amérique du Nord, est tombé à 4.300 en 2015, contre 5.200 en 2014.
Gisement gazier géant au large de l'Egypte
Les faibles volumes découverts sont aussi le reflet des difficultés accrues à trouver de nouveaux gisements, alors que les champs les plus faciles d'accès ont déjà été trouvés. En 2015, seule la découverte par ENI d'un gisement gazier géant au large de l'Egypte a marqué les esprits, avec des réserves estimées à 5,1 milliards de barils. Les autres, de plus petite taille, ont concerné des gisements gaziers en Mauritanie, en Tanzanie ou au Congo, ou de pétrole en Chine, dans le Golfe du Mexique ou en Guyane. En 2016, seules quelques découvertes ont été annoncées, au large de la Birmanie ou de l'Angola par exemple. « Il faudra voir aussi à quel coûts ces gisements pourront être développés », rappelle Geoffroy Hureau. Selon IHS, l'activité d'exploration a été particulièrement faible dans l'offshore très profond, avec une baisse du nombre de puits de 40 % en 2015.
« Cette baisse des volumes découverts va créer un trou dans les portefeuilles des compagnies et finalement avoir un impact négatif sur la production », relève Leta Smith, chez IHS. Et ce, « plus probablement dans les 5 à 10 ans, le délai type entre la découverte et la première production », poursuit-elle. Un « trou » qui, selon l'IHS, ne sera pas compensé par le pétrole de schiste américain ; celui-ci restera compris entre 10 et 15 % de la production totale de pétrole en 2040. « Le marché aura encore besoin de pétrole conventionnel», conclut l'IHS.
moinsdewatt a écrit :Ça commence à sentir le sapin :
