Comprendre l'industrie du pétrole : upstream, midstream et downstream

Jef56 · #1

Le site oilprice.com spécialisé sur l’industrie et l’investissement sur le pétrole et le gaz propose une série éducative en 10 volumes. Je vous propose de vous en faire part dans cette file et pour les non anglophones ou ceux qui n’ont pas le temps, d’en faire un résumé en français.
Premier volume: le vocabulaire. Je n’arrive malheureusement pas à mettre le fichier pdf en lien.

Les secteurs de l’industrie.
Upstream: concerne la partie exploration et extraction et toutes les activités qui y sont liées (études sismiques, obtention des permis d’exploration…). C’est le secteur le plus risqué et donc potentiellement le plus rémunérateur.

Midstream: concerne le stockage et le transport d’hydrocarbures. C’est le secteur aussi du commerce de brut et d’hydrocarbures. C’est le secteur qui lie l’extraction et le consommateur final. Il y a des recouvrements importants avec le downstream.

Downstream: concerne la production et la distribution des hydrocarbures. Ce sont les raffineries et la distribution (stations…). Il y a des recouvrements importants avec le midstream ce qui fait que de plus en plus on parle seulement de upstream et downstream.

On a vu sur les files concernant les raffineurs qu’ils se développent tous vers le midstream (pipelines et transport et stockage) pour garantir leurs approvisionnements et avoir accès au brut le moins cher au bon moment (leurs marges se font sur la différence entre le prix d’achat du brut et le prix de vente final).

Services: à ces 3 secteurs s’ajoute le secteur des services. Ce sont des sociétés qui offrent des services à l’upstream sans participer directement à l’extraction elles-mêmes. Les plus connues sont celles qui louent des plate-formes de forage (rigs et drillships) ou qui louent des hélicoptères en grande difficulté actuellement avec un prix du pétrole faible. On y classe aussi les sociétés d’études sismiques, de transport ou encore de techniques de ’hydraulic fracturing’ ou ’fracking’ pour les puits horizontaux de la ressource non-conventionnelle de pétrole de schiste.

Les types de sociétés:
Les junior companies: ce sont des sociétés de l’exploration et extraction (E&P en anglais Exploration & Production) qui ont un volume d’extraction inférieur à 10 000 boepd (barrels of oil equivalent per day = nombre d’équivalent barils par jour)

Les intermediate companies (intermédiaire) avec un volume compris entre 10 000 et 100 000 boepd

Les senior companies avec un volume supérieur à 100 000 boepd de production

Les oilfield services où on retrouve nos sociétés de location de plate-formes, d’hélicoptères, de techniques de fracking…

Les pipelines que tout le monde connait: un tube pour transporter un liquide ou un gaz d’un point de production (un port sec ou humide proche des lieux d’extraction) à un point de consommation ou de transport (un autre port proche des raffineries).

Parmi ces sociétés on en trouve qui sont ’intégrées’ et d’autres ’indépendantes’.
Les indépendantes sont des sociétés de production de l’upstream exclusivement (pas d’activité de transport, raffinage ou autre). Elles sont relativement simples à analyser et sont très nombreuses sur le marché US et canadien (et souvent de faible capitalisation).
Les ’intégrées’ sont entre autres les 5 majors qui gèrent des activités de l’exploration à la vente en station. Elles sont beaucoup plus complexes à analyser et il est difficile d’identifier les leviers de rentabilité.

Je vous épargne les types de pétrole ou gaz que l’on peut extraire (traductions littérales), pour le pétrole (bitume, condensat, pétrole lourd, pétrole de sable ou sables bitumineux, pétrole de schiste), pour le gaz (gaz de charbon, gaz sec, gaz liquéfié, gaz naturel (qui peut être liquéfié), gaz naturel liquide, gaz aigre, gaz sucré, gaz serré, gaz humide).

Ces pétroles et gaz peuvent être obtenus de façon conventionnelle ou non-conventionnelle.
C’est la facilité d’extraction qui détermine ce critère. Un puits vertical à 100 mètres de profondeur dans l’Arizona ou le désert du Koweit qui crache de l’huile est conventionnel, un puits dit ’horizontal’ avec des techniques de ’fracking’, d’injection haute pression d’eau, de sable et de produits chimiques pour fracturer la roche et extraire le pétrole de schiste est une méthode ’non-conventionnelle’.
Le coût d’extraction du pétrole et gaz non conventionnel est estimé autour de 70$ le baril alors que le coût de l’extraction conventionnelle n’est que de 20$.
C’est l’apparition du pétrole non-conventionnel (principalement le pétrole de schiste et les sables bitumineux) qui ont déséquilibré l’offre et fait baisser les prix à partir de l’été 2014.
Je ne sais pas si les forages profonds en mer sont considérés comme non-conventionnels. Ce sont des puits verticaux mais la profondeur (plusieurs kilomètres, voire dizaines de kilomètres) augmente le coût d’extraction jusqu’à 80$ par baril.

On distingue aussi le pétrole par sa densité (API gravity en anglais). API est le nom de la norme américaine que l’on retrouve aussi sur le bidon de son huile automobile. La norme équivalente en Europe est ACEA et les japonais ont aussi leur norme.
API distingue 4 groupes de densité, de l’extra lourd (sables bitumineux) au pétrole léger en passant par le pétrole lourd et pétrole moyen.
Plus le pétrole (crude oil) est léger (light) et plus il est facile à extraire, à transporter et à raffiner.
Le pétrole du moyen orient est du light oil d’où leur avantage sur le pétrole du Vénézuela (plus grosses réserves mondiales prouvées) qui lui est heavy et donc cher à produire.

Autre notion très importante pour ceux qui analysent les ’indépendantes’ est la notion de réserves.
On distingue les ressources et les réserves.
Les ressources sont du pétrole et gaz présent mais non exploité ou exploitable pour des raisons techniques, économiques ou politiques.
Par exemple les ressources de la France en pétrole et gaz de schiste sont énormes.

Les réserves sont du pétrole et gaz exploité ou exploitable. On distingue les ressources prouvées, probables et possibles. Elles sont évoquées sous les acronymes 1P, 2P et 3P.
Une réserve prouvée 1P est une réserve avec 90% de certitude d’extraction.
Une réserve probable 2P (qui inclus 1P) est une réserve avec 50% de certitude d’extraction.
Une réserve possible 3P (qui inclus 1P et 2P) est une réserve avec seulement 10% de certitude d’extraction.
Il est donc primordial de faire la distinction lorsqu’une entreprise communique ses réserves. Les juniors ayant tendance à tout le temps communiquer sur le 3P, le législateur américain a imposé certaines règles de communication, mais il faut rester prudent.
Aussi même qualifiées 1P, 2P ou 3P les réserves sont évaluées par des experts et peuvent être erronées. En particulier les ressources possibles sont évaluées sans forage, autant dire au doigt mouillé.
Enfin même les réserves probables sont aléatoires. Avec l’apparition du pétrole non-conventionnel ces réserves nécessitent un véritable process industriel pour être exploitées (pétrole de schiste) et leur évaluation est plus aléatoire. Les financements nécessaires pour l’extraire sont importants et il n’est pas garanti que l’entreprise qui annonce des réserves 2P ait la surface financière disponible pour les exploiter réellement.
Donc la mer de pétrole qui attend d’être extraite ne se trouve que dans les réserves prouvées 1P qui sont les seules financièrement disponibles (soit très peu chères à extraire ou disposant déjà du financement des puits horizontaux pour les extraire).

Les réserves sont utilisées pour évaluer une indépendante de l’upstream.
Le ratio EV/2P = valeur de l’entreprise (avec ses dettes) / les réserves prouvées et probables, permet de comparer les entreprises pour identifier celles qui seraient sous-évaluées par rapport à leurs réserves.

Le ration NPV (net present value) donne une valeur d’entreprise seulement à partir des réserves prouvées 1P actualisées avec un taux de 10% par an.

Ces valorisations sont très éphémères à la fois du fait de l’approximation des valeurs 2P et des variations des cours du pétrole pour la NPV.

Voilà pour le premier volume de cette série. Je suis désolé de ne pas pouvoir joindre le pdf. Si vous vous inscrivez à la newsletter du site oilprice.com vous recevrez ces supports éducatifs (en anglais).
Il y a 10 volumes dans la série, je ne sais pas si je vais avoir le courage de tous les passer en revue. Il va falloir m’encourager ;-)

Message édité par l’équipe de modération (17/09/2016 23h08) :
- modification du titre ou de(s) mot(s)-clé(s)

Jef56 · #2

Le volume 2 de la série éducative de oilprice.com concerne les phases d’extraction du pétrole et gaz.

Ce sujet concerne donc les entreprises de l’upstream, celles qui extraient le pétrole et le gaz.

L’exploitation de pétrole non conventionnel avec des techniques de fracking et des puits horizontaux a révolutionné l’industrie et permis l’accès à des quantités énormes de matières premières. Souvenez-vous si comme moi né en 73, en 90 en histoire-géo, on nous annonçait la fin du pétrole pour l’an 2000…

L’exploitation non-conventionnelle a assuré la survie du pétrole pour de nombreuses décennies encore mais les champs ainsi exploités s’assèchent beaucoup plus vite qu’un puits vertical.
Il faut alors faire appel aux technologies pour exploiter au mieux ces champs.
Selon la technologie utilisée et le stade d’épuisement du champ, on parlera de phase d’extraction.

Il y a 3 phases d’extraction appelées primaire, secondaire et tertiaire (original!).

On considère qu’en phase primaire, on exploite seulement 10% du potentiel, en phase secondaire jusqu’à 40% et qu’en phase tertiaire on peut monter à 70% de la ressource extraite.
Cette dernière phase est aussi appelée Enhanced Oil Recovery (EOR) et est apparue avec la révolution du pétrole de schiste.

Le taux d’extraction et son coût devient donc un critère important de succès d’une indépendante de l’E&P (Exploration & Production).
Une indépendante qui ne maîtrise que l’extraction primaire ne va pouvoir exploiter que 10% de ses réserves probables. Un puits sera sec en 18 mois.
Plus on avance dans les phases et plus les coûts sont importants. Certaines phases ne sont donc pas rentables dans un marché de prix du brut faible.

Avant de revenir sur ces notions, un petit récap sur les bases de l’extraction du pétrole.

Le pétrole et le gaz sont prisonniers dans le sol, dans des régions poreuses de la roche sous la terre. On creuse un puits pour l’extraire.
On a tous l’image de ces puits avec leur ‘tête de cheval’ qui font un mouvement de va et vient sur un couché de soleil dans une région semi-désertique.
Un moteur électrique fait fonctionner le mouvement de balancier du bras et une pompe qui est fixée au bout d’une tubulure creuse qui permet de faire remonter le pétrole et le gaz à la surface. Le mouvement de va-et-vient crée une pression et succion qui permet avec la pression naturelle de faire remonter le pétrole à la surface.

Phase primaire:
Selon la porosité du sol et la viscosité du brut, et grâce à la pression naturelle dans le réservoir sous-terrain, cette phase dite primaire permet d’exploiter seulement 10% à 25% au mieux de la ressource.
Cette phase permet de récupérer le brut disponible à la surface simplement avec une pompe comme remonter un seau du puits d’eau.
Le coût estimé de cette phase est de 20$ par baril. C’est ce qui fait le succès du moyen orient qui dispose de ressources exploitables en phase primaire les plus importantes.

Phase secondaire:
Lorsque la pression naturelle n’est plus suffisante, il faut créer une pression artificielle avec du gaz ou de l’eau. Cette technique permet de récupérer 25% à 30% de brut supplémentaire soit 40% de la ressource.

L’injection d’eau pour rétablir une pression permet de doubler les quantités extraites et est très rentable y compris avec des prix du brut faibles. Le coût de cette technique est estimé à 5$ à 10$ par baril.
Il faut plusieurs mois à 1 an pour que cette technique produise des résultats (remplir les cavités vides) mais ils peuvent durer 20 ans pour certains puits.

Selon la disponibilité ou pas d’eau et selon les conditions géologiques et le type de brut, les solutions d’injection de gaz ou le recyclage des gaz extraits naturellement du puits peuvent être plus appropriées mais aussi plus chères à implémenter.

Ces techniques sont très efficaces sur les champs conventionnels (puits verticaux).

Phase tertiaire:
Le choix de technique d’extraction tertiaire dépend des conditions techniques du champ (type de roche et de brut) ainsi que du prix du baril (ces techniques sont onéreuses et pas toutes rentables).
Aujourd’hui 1/4 des ressources dans le monde sont obtenues grâce à des techniques tertiaires, 10% aux USA.

Cette phase permet de récupérer 30% de pétrole de plus.
Elle consiste à injecter d’autres matériaux pour aller au-delà de l’ajout de pression et intervenir directement sur la structure moléculaire du brut ou de la roche pour faciliter l’extraction.
Cette phase est particulièrement nécessaire sur les bruts lourds qui circulent difficilement dans la roche.

Il y a actuellement 3 méthodes dominantes en phase tertiaire: l’injection de CO2, l’augmentation de température et l’injection de produits chimiques qui améliorent la circulation du brut.

L’injection chimique est la moins utilisée (moins de 1% aux USA), probablement pour ses risques supérieurs sur l’environnement et son coût qui n’est pas inférieur aux autres techniques.
L’injection de CO2 représente plus de 50% des techniques tertiaires et l’introduction de chaleur (de la vapeur d’eau), efficace sur les bruts lourds à faible profondeur (< 1 km) représente le reste.

Les estimations de l’utilisation de ces techniques donnent 4 millions de barils par jour pendant 50 ans d’extraction supplémentaire rien qu’aux USA.

L’injection de CO2 a un double effet, en plus de récupérer 67 milliards de baril de pétrole, cela permet aussi d’emprisonner 18 millions de tonnes de CO2, gaz à effet de serre par excellence. De là à dire que l’exploitation du pétrole de schiste est la solution écologiste pour réduire les méfaits de l’effet de serre et du réchauffement de la planète, il y a un pas que je suis sûr les ricains franchiront un jour! L’utilisation de la technologie à base de CO2 est déjà subventionnée pour justement des motivations écologiques.

Le CO2 est cher (je ne sais pas s’il est seulement ‘récupéré’ ou aussi produit ce qui annihilerait les bénéfices écologiques) et il est très corrosif ce qui nécessite des installations spécifiques. Cette technique augmente de 25% à 50% le coût d’extraction du baril soit un baril à 40-45$.
Cela peut prendre aussi 1 an avec des investissements lourds pour mettre en oeuvre cette technologie mais elle garantit 5 ans d’extraction avant son apogée et encore 5 ans avant son déclin soit 10 ans d’exploitation.

L’utilisation des techniques d’extraction secondaire et tertiaire appliquées dès la phase primaire permet d’optimiser l’exploitation du puits.

Ces techniques sont efficaces sur les champs non-conventionnel comme les puits horizontaux ou ‘directionnels’ du pétrole de schiste.

Exploiter un puits demande du savoir faire. Ils est possible d’assécher rapidement un puits par une exploitation trop agressive dans les premiers mois ou années. C’est aussi pourquoi on entend que l’Arabie Saoudite ne veut pas augmenter sa production de façon immodérée au risque de perdre ses capacités dans l’avenir en asséchant ses puits. C’est toutefois surtout valable pour les puits horizontaux qui sont plus fragiles que les puits verticaux.

Les grandes sociétés qui maitrisent l’extraction tertiaire sont Occidental, Hess, Kinder Morgan, Chevron, Denbury Resources, EOG Resources.

Et dans les plus petites on trouve: Crescent Point Energy, Canadian junior raging river exploration, Canadian junior legacy oil, Mid-con Energy partners, Cardinal Energy Group.

GM · #3

Beau travail !
Je ne trouve pas les séries sur le site. Ou peut-on les trouver svp.

Jef56 · #4

Il suffit de s’inscrire à la newsletter je pense. C’est le cadeau qui accompagne les mails de relance pour souscrire à la version premium au doux tarif de 387$ l’année!

Mais ils me semblent sérieux. Dans la newsletter hebdo ils ne vous disent jamais ça va monter ou ça va descendre, ils donnent des informations pour nous aider à comprendre le secteur et à faire nos propres anticipations. Ils peuvent aussi donner un avis, en général en réaction à la déclaration d’un analyste.
Par exemple ils ne croient pas à un accord à la fin du mois à la réunion de l’OPEP.
Ils pensent aussi que l’OPEP (l’Arabie Saoudite) fera tout pour maintenir les prix en-dessous de 60$, sinon ce sera le retour en force des producteurs US.

Je ne suis pas abonné à l’offre premium car je n’en vois pas l’utilité pour l’instant mais c’est une source d’information sérieuse sur le secteur, c’est certain.

Je vous donne en lien leur rapport trimestriel de juin qui explique de façon intéressante les cycles du secteur.
Quaterly report oilprice.com

InMyselfITrust · #5

Je me permets de corriger la définition donnée pour les réserves 1P (ou P90), 2P (ou P50) et 3P (P10). L’erreur est classique.

Réserves 1P: On à 90% de chance de produire plus que ce chiffre
Réserves 2P: On a 50% de chance de produire plus que ce chiffre
Réserves 3P: On a 10% de chance de produire plus que ce chiffre

PS1: Il y a beaucoup de feeling dans les chiffres de réserves
PS2: Je suis Petroleum Engineer

Jef56 · #6

Le volume 3 de la série éducative de oilprice.com concerne l’exploration.

Nous sommes donc toujours dans l’upstream et à la source, c’est à dire à la phase de l’exploration.

C’est dans ce segment de l’industrie pétrolière qu’il y a le plus de risques; l’exploration est parfois un mélange de divination et de science-fiction.

L’exploration est indispensable à toute major du secteur car le pétrole est une ressource non renouvelable, il faut donc en trouver de nouvelles sources pour remplacer celles que l’on a déjà détruites.

L’exploration repose aujourd’hui sur des études géologiques et sismiques, avec l’aide de calculs sur des supercalculateurs.
La technologie permet de forer là où il y a le plus de chances de trouver en effet du pétrole et non plus au hasard comme aux débuts de l’histoire du pétrole.
La technologie permet aussi de trouver des champs sous la mer à plusieurs kilomètres de profondeur.

Malgré le haut niveau de technicité de cette industrie, l’investisseur ne doit pas oublier que l’exploration est un jeu. En d’autres termes quelques soient les garanties données par l’entreprise, cela reste de la spéculation.
Si on trouve pétrole, bingo, si on trouve pas, faut continuer à cultiver manioc…
Il y a d’ailleurs un jeu online Quest for oil si vous voulez vous amuser sans perdre d’argent.

L’exploration est en général effectuée par une junior qui lorsqu’elle trouve se fera racheter (au bon prix) par une senior ou une major et repartira à la chasse au pétrole.
Il existe des centaines de juniors actuellement.

L’exploration onshore (sur terre) est différente de l’exploration offshore (sur mer ou dans les airs).
L’exploration onshore peut descendre jusque 6000m sous terre pour trouver du pétrole.
L’offshore, c’est pareil mais dans des zones encore plus difficile d’accès. Plus c’est profond ou éloigné d’une rive, et plus c’est cher.
La plupart des juniors font de l’exploration onshore.
Ce sont les seniors et majors directement qui font de l’exploration offshore à cause des coûts à supporter.
L’exploration offshore et encore plus l’exploitation bien sûr ne sont rentables qu’à des prix élevés du pétrole.
L’avantage des champs offshore est leur richesse supérieure (terrain vierge) et le potentiel de découvertes (2/3 d’océan, 1/3 de terre).
Les désavantages sont leurs coûts, les risques politiques (les eaux internationales sont disputées), la mise de départ (on parle d’investissements sur une décennie), les risques naturels et les difficultés techniques.

C’est pourtant en eaux profondes que les perspectives sont les meilleures. On peut désormais pomper à 9 km sous la mer grâce à la technologie ‘subsea’.
Elle consiste à avoir des puits au fond de la mer reliés à une plateforme par des tubes sous-marin. Une seule plateforme peut être reliée à plusieurs puits.
L’offshore représente actuellement 30% de la production et le deepsea drilling ou subsea oil production 9%.
Ce marché est très prometteur d’où la surcapacité actuelle. Les oilfield services companies ont investi au maximum dans leurs capacités de forage en eaux profondes et avec la baisse des prix du pétrole, elles se retrouvent au milieu du gué, ou de l’océan.

Les juniors qui prospectent onshore trouvent surtout des champs de gaz de schiste en Amérique, mais aussi en Australie, en Algérie, en Afrique du Sud, en Chine, au Moyen-Orient, en Pologne et en Argentine.
On trouve encore quelques ressources conventionnelles (puits vertical) en Amérique et en Russie.

Le pétrole ne se trouve pas dans des piscines ou des mers souterraines, il se trouve dans la roche et en particulier les roches poreuses (difficile d’extraire du pétrole dans une mine de diamant).
En plus d’être poreuses, il faut aussi que les roches soient perméables pour que le pétrole puisse se déplacer.
Les roches qui cumulent ces qualités sont le grès et les roches sédimentaires carbonatées (calcaire ou dolomie).
Le grès est comme une éponge qui contient du pétrole.
Et bien sûr on sait maintenant que les schistes argileux pourtant peu perméables peuvent aussi contenir du pétrole ou du gaz.
Le schiste recouvre 70% de la terre et représente 55% des roches sédimentaires (il peut y avoir plusieurs couches superposées).
Le grès se trouve souvent à proximité du schiste. Souvent une couche de grès au dessus d’une couche de schiste contient du pétrole (facilement accessible dans le grès) et par extraction tertiaire dans le schiste.

Finalement la différence entre l’extraction conventionnelle ou non-conventionnelle provient du type géologique de la roche. Les techniques d’extraction (puits horizontaux ou verticaux) en découlent.

Pour identifier des zones potentielles, on va rechercher des signes physiques de présence de pétrole ou de gaz qui s’échappent à la surface ou dans la mer.
Les images satellites peuvent aider à cette étape.

Sur les zones prometteuses à l’aide de technologies d’imagerie sismique 2D et 3D élaborées, les explorateurs vont chercher à identifier des champs de pétrole ou de gaz dans la croute terrestre en utilisant des outils permettant des mesures de gravité ou de champs magnétiques.

Les données sismiques et les modèles permettant de les interpréter sont protégés, valorisés, vendus.

Enfin on va extraire des carottes et creuser des puits d’exploration pour confirmer les données.

Une fois qu’on a trouvé du pétrole il faut construire des puits d’extraction.
Un puits onshore coûte en moyenne 4M$ et peut ne coûter que 500 000$ alors qu’un puits offshore sera au minimum de 10M$, en moyenne de 30M$ et jusqu’à 100M$ en subsea.

Donc avant de construire un puits il faut être plutôt certains de trouver du pétrole et les données sismiques fiables sont donc chères.

Les conditions pour trouver du pétrole ou du gaz sont:
- une roche source dans laquelle des hydrocarbures ont pu se former avec la pression, la température et le temps
- un réservoir perméable (du grès ou du schiste)
- une migration des hydrocarbures vers la surface soit dans le réservoir soit dans une trappe
- une trappe (de l’eau ou des roches imperméables) qui retient le pétrole ou le gaz doit exister sinon le pétrole ne pourra pas être extrait (pas de pression je pense)
- un bouchon. S’il n’y a pas un couvercle de roche imperméable qui retient le pétrole ou le gaz, on ne pourra pas non plus l’extraire.

Les termes utilisés pour les juniors pour qualifier leurs découvertes sont:
- dry hold = puits sec = échec
- Lead = piste = des caractéristiques géologiques prometteuses
- Prospect = prospect = les analyses ont montré un potentiel réel
- Play = zone de jeu = une zone sur laquelle on retrouve plusieurs prospects

En moyenne 1 puits d’exploration (donc la dernière étape) sur 7 est un succès. Ce qui donne à un prospect un taux d’échec de 85%…

Il est possible qu’une junior qui trouve du pétrole n’ait pas les moyens de construire le puits d’extraction et ne puisse pas valoriser sa trouvaille à sa juste mesure.

Une junior peut dépenser beaucoup d’argent uniquement pour obtenir les droits de la licence d’exploration sans aucune garantie de découverte. Elle peut dépenser 100M$ pour obtenir un puits sec.

La phase d’extraction peut prendre plusieurs années après la découverte en cas de conflits juridiques ou politiques.

Cette activité est si risquée que le meilleur conseil d’investissement est de miser sur le management. Il faut trouver un management qui aura à la fois une bonne approche des risques et une bonne intuition…

Jef56 · #7

Je trouve les volumes 4 et 5 moins intéressants car focalisés sur l’évaluation de juniors. Etant donné la présentation faite au volume 3, je trouve le ratio risque/récompense défavorable et n’ai pas envie d’investir sur ces titres.

Je reprends donc dans les grandes lignes seulement, les messages des volumes 4 et 5.

Décoder les annonces de découvertes:
Tout d’abord il faut savoir que dans le segment de l’exploration, TOUTES les sociétés ont tendance à l’exagération soit par excès d’optimisme, soit par soulagement (après avoir dépensé tant d’argent à chercher) soit par tromperie.

Par exemple, le DG de Marathon Oil (pas un petit acteur) a annoncé avoir des réserves de 4,3 milliards de barils sur le bassin américain. Pourtant dans le document remis au régulateur américain de la bourse (SEC), le chiffre était près de 6 fois moindre.
62 sur 73 sociétés qui exploitent le pétrole de schiste ont annoncé des chiffres de réserves supérieures à ce qu’ils ont écrit dans les documents remis à la SEC: Pioneer Natural Resources a gonflé de 13 fois ses réserves, Goodrich Petroleum de 19 fois et Rice Energy de 27 fois. Finalement le DG de Marathon était honnête!

En moyenne les chiffres communiqués publiquement sont 7 fois supérieurs à la réalité. Bizarrement, donner de mauvais chiffres sur ce sujet n’est pas répréhensible, c’est la marge d’erreur d’une industrie encore jeune (le pétrole de schiste)…

Le vocabulaire utilisé n’a rien a envié à celui d’un promoteur immobilier: découverte massive, significative, gigantesque.
Donc si la découverte est seulement grande ou large, s’attendre à pouvoir remplir un dé à coudre.

Identifier les arnaques:
Il y a dans ce secteur des arnaques (une vingtaine par an sur le marché us). Les plus connues sont:
- on nous fait investir dans un puits qui existe et qui doit produire des millions de barils alors que le promoteur sait parfaitement que le puits sera sec dans quelques mois sans avoir donné grand chose
- on nous fait investir sur la finalisation d’un puits alors que l’argent sera dilapidé pour payer les charges de l’entreprise
- vous investissez dans une société qui n’existe que sur le papier via un broker non enregistré qui va simplement partir avec la caisse après vous avoir balladé quelques mois (le même schéma que l’investissement dans les terres rares)
- on vous demande des avances pour finaliser une opération à l’étranger. Le scam classique des africains: ferrer le poisson avec une affaire en or (mais souvent qui ne résiste pas au début de la moindre analyse sérieuse) et plumer le pigeon avec des avances (généralement une fois que le pigeon a versé une première fois il ne s’arrête plus que lorsqu’il est à sec et ruiné, espérant toujours récupérer sa mise)

En gros c’est un peu le monde du loup de Wall Street, une armée de ‘faux’ brokers essaye de vous fourguer des E&P juniors qui ne valent rien et ne vaudront toujours rien l’année suivante si elles n’ont pas fait faillite.

Oilprice.com donne de multiples exemples et techniques pour éviter ces arnaques. Je pense que le plus simple est de NE PAS INVESTIR dans le secteur de l’exploration, tout simplement.

Information utile obtenue dans ces volumes: la cartographie des principaux lieux de production selon la qualité de brut.
Plus le brut est léger (light) plus il est facile à extraire, transporter et raffiner.
Moins le brut contient de sulfur et plus il sera facile de le raffiner. Il faut donc qu’il soit sweet et non sour.
Ainsi le sweet light crude est le meilleur des bruts (le plus rentable).
L’Algérie peut être contente d’avoir un tel produit dans ses souterrains.

Jef56 · #8

Le volume 6 de la série éducative de oilprice.com est un guide de ressources sur le pétrole (US quasi exclusivement) disponibles sur le net.

J’ai retenu les sites suivants:
Investopedia et son Guide to oil and gas in North America

L’agence fédérale US de l’information sur l’énergie qui propose des chiffres et aussi des matériels éducatifs.

Le volume 7 est dédié aux ETFs du secteur énergétique.

L’ETF permet de diversifier les risques et s’achète simplement comme une action.
Toutefois la multiplication d’ETFs rend leur lecture de plus en plus difficile.

Le secteur énergie est un des 11 secteurs (avec l’immobilier qui vient d’être créé, on est maintenant à onze) utilisés par toute la finance pour classer les supports.
Ce secteur est vaste et on y trouve les sociétés de l’exploration et de l’extraction, la production d’hydrocarbures (raffinage) et la distribution, les énergies alternatives (éoliennes, solaire, etc.), certaines utilities électriques (qui ne sont pas classées dans les utilities) et l’énergie nucléaire et le charbon.

On distingue ensuite plusieurs types d’ETFs:
Ceux qui ont pour sous-jacent un indice ou une énergie (charbon, brut WTI qui est le brut us, brent, etc.)
- les ETFs ‘simple contrat’ qui détiennent des futures sur une seule énergie.  
Par exemple iPath S&P GSCI Crude Oil Total Return Index (OIL) ou PowerShares DB Oil Fund (DBO)
- les ETFs ‘multi contrat’ qui détiennent des futures sur plus d’une énergie. 
Par exemple PowerShares DB Energy (DBE) qui couvre le brut, le gaz naturel, le fioul, l’essence et autres carburants.
- Bearish ETFs qui permettent d’investir à la baisse. On parle aussi de short ou inverse ETFs. Il y a aussi des ETFs avec levier. 
Par exemple Daily Energy Bear 3x (ERY)
- Bullish ETFs qui permettent d’investir à la hausse. On parle aussi de long ou ultra long. On trouve dans cette catégorie aussi des ETFs avec levier (leveraged) qu’il n’est recommandé de détenir que sur une courte période de temps.
 Par exemple Energy Bull 3x (ERX)

Ces ETFs qui investissent sur les futures doivent en général faire avec un marché en contango. Un marché en contango signifie que les échéances lointaines sont plus chères que les échéances proches. Les ETFs qui achètent des futures 2 mois, 3 mois ou plus (selon qu’ils sont court-terme ou moyen ou long-terme) et qui doivent tous les mois faire ‘rouler’ leurs positions (le fonds ne ferme pas, il rachète donc des échéances) achètent plus cher (les échéances longues) qu’ils ne vendent (les échéances courtes). Ils perdent donc ‘naturellement’ de l’argent si les cours du sous-jacent sont stables.
Le coût du contango peut être significatif, c’est la raison pour laquelle un ETF qui suit une ressource énergétique ne pourra pas avoir la même performance que celle de son sous-jacent/indice (à la différence d’un ETF qui suit un indice boursier comme le S&P500 ou le CAC40 qui ne sont pas des marchés en contango).

Ceux qui ont pour sous-jacent des actions de sociétés du secteur énergétique.
- les ETFs génériques qui investissent largement sur le secteur et en particulier les majors .
Par exemple Energy Select Sector (XLE)
- les ETFs qui suivent un segment ou sous-catégorie (l’exploration, le raffinage, le transport…)
Par exemple iShares US Oil & Gas Exploration & Production (IEO)
- les ETFs long ou short, avec ou sans levier
Par exemple Daily S&P Oil & Gas Exploration & Production Bear 3x (DRIP)

Les ETFs les plus populaires sont ceux sur le prix du brut WTI:
USO x1
UCO x2
UWTI x3
et leurs opposés
DNO bear x1
SCO bear x2
DWTI bear x3

Les ETFs permettent aussi de se diversifier sur des small-caps comme PowerShares S&P small-cap Energy Portfolio (PSCE) ou sur des marchés émergents comme China Energy (CHIE) à pied par la Chine comme son nom l’indique (les financiers ont de l’humour).

Parmi les sous-catégories on trouve:
Exploration & Production avec XOP et PXE
Oil & Gas Equipment & Services avec OIH, IEZ, XES ou PXJ
Unconventional Oil & Gas avec FRAK
Clean Energy/Alternative Energy avec ICLN, PZD, FAN, PWND, KWT, TAN
Gasoline avec UGA
Nuclear Energy avec NUCL, NLR, URA
Charbon KOL
Gas UNG
etc…

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Market timing boursier pour les débutants : comprendre le market timing ?	24	8 421	31/03/2019 16h06 par Skarklash
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Peak oil : la fin du pétrole est-elle pour demain ? [ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 … 12 ]	285	109 935	30/10/2023 15h43 par R3dSqu4re
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Comprendre l'industrie du pétrole : upstream, midstream et downstream

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3 #2 17/09/2016 14h23

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#4 17/09/2016 14h57

2 #5 17/09/2016 15h02

1 #6 17/09/2016 17h43

1 #7 17/09/2016 20h32

#8 18/09/2016 21h53

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