Le secteur américain du pétrole de schiste entre le marteau de la hausse des coûts et l'enclume du ralentissement de la productivité

Bien qu'ils aient assuré la majeure partie de la croissance de l'offre mondiale au cours de la dernière décennie, les producteurs américains de pétrole de schiste restent soumis à l'influence de l'OPEP+, et en particulier de l'Arabie saoudite. La décision de l'alliance d'annuler rapidement les précédentes réductions de production a injecté plus de 2 millions de barils supplémentaires par jour sur le marché en peu de temps, provoquant une accumulation massive des stocks mondiaux et un effondrement des prix du pétrole. Le scénario est familier et récurrent : un important excédent d'offre prend un an ou plus à se résorber, et une fois que les négociants sont convaincus de pouvoir obtenir n'importe quel baril supplémentaire à tout moment, les prix s'effondrent.

Comme toujours, ce qui baisse finit par remonter. Les producteurs ont réduit leurs activités, tant onshore qu'offshore, afin de préserver leurs capitaux en prévision de la prochaine reprise. Mais les prix des matières premières ne sont pas le seul facteur expliquant le ralentissement de l'exploration et de la production ; les coûts d'approvisionnement et la productivité influencent également les décisions des entreprises en matière d'allocation de capitaux aux nouveaux forages. Si l'on en croit l'histoire, le secteur pétrolier est désormais au plus bas en termes de prix du pétrole. Cela ne signifie pas que les prix ne peuvent plus baisser – ils le pourraient – mais les fondamentaux qui déterminent la croissance ou la contraction de la production, à savoir les coûts d'approvisionnement et la productivité des puits, penchent vers une hausse des prix dans un avenir proche.

Alors que nous entrons dans le dernier tiers de 2025, plusieurs facteurs influencent la production de gaz de schiste. La production américaine s'est clairement stabilisée et pourrait même avoir commencé à décliner, selon les données de l'Energy Information Administration (EIA). Au 8 août, la production totale américaine s'élevait à 13,327 millions de barils par jour, soit environ 2 % de moins que le pic de 13,604 millions de barils par jour enregistré le 13 décembre 2024. Sur ce chiffre, plus de 9,6 millions de barils par jour provenaient des cinq plus grands États producteurs – Texas, Nouveau-Mexique, Dakota du Nord, Oklahoma et Utah – où le gaz de schiste représente la part la plus importante.

Ce qui est indéniable, c'est que la croissance quotidienne régulière de la production américaine s'est arrêtée. Le débat sur les raisons de cette interruption se poursuit. Parmi les raisons possibles, on peut citer : la baisse des prix due à une offre excédentaire, la réduction des activités de forage, l'épuisement des sites de premier ordre, les effets des fusions et acquisitions dans le secteur de l'exploration et de la production, ou encore l'impact des droits de douane. Chacun de ces facteurs peut contribuer à la volatilité des prix du brut.

Le point essentiel, et la thèse centrale de cet article, est que les coûts augmentent pour le principal contributeur à la production pétrolière américaine – le pétrole de schiste – tandis que la productivité des puits diminue. Rob Conners, de The Crude Chronicles, a publié une étude pointant vers un point d'inflexion concernant ces deux facteurs, point qui ne s'est pas encore reflété dans les prévisions de prix du pétrole. Il a déclaré :

En 2024, la productivité des puits (mesurée par la production par puits) des plus grands producteurs non membres de l'OPEP n'a progressé que de 3 %, soit l'un des taux de croissance annuels les plus faibles des 14 dernières années, malgré des niveaux de production records. L'histoire montre que lorsque la croissance de la productivité des puits ralentit, les producteurs non membres de l'OPEP sont contraints de se tourner vers des gisements plus coûteux pour maintenir leur production, ce qui augmente les coûts d'approvisionnement et fait grimper les prix, surtout si la demande reste stable ou augmente.

En d’autres termes, le coût croissant du développement de ces réserves nécessite des prix plus élevés pour soutenir l’activité ; sinon, la production ne se matérialisera pas.

La technologie a permis une légère augmentation de la productivité au cours des quatre dernières années, les entreprises ayant radicalement repensé leurs techniques de forage horizontal et de fracturation. Les puits latéraux dépassent désormais régulièrement 3 000 mètres de longueur dans les principales zones de production, et les puits de 3 600 mètres sont devenus plus courants grâce à la vague de fusions. Le forage de puits de 4 500 mètres s'est également généralisé.

Clay Gaspar, PDG de Devon Energy, a déclaré aux investisseurs lors d'une conférence :

Combien d'argent dépensons-nous pour forer le même nombre de puits, ou, plus important encore, pour la même longueur de puits latéral ? Grâce à des puits plus longs et à davantage d'innovation, nous optimisons notre investissement. Si nous pouvons produire un puits latéral de 6,5 km en une seule fois, ce sera un gain considérable.

D’autres innovations incluent l’ajout de davantage d’étapes de fracturation pour injecter de plus grands volumes de sable dans le réservoir, l’utilisation de l’intelligence artificielle pour optimiser le pompage et le placement de plus de sable plus profondément dans les formations rocheuses pour débloquer des zones plus larges et convertir la roche de moindre qualité en une productivité plus élevée.

Mais les avis divergent quant à la capacité de la technologie à maintenir les niveaux de production actuels. Mike Wirth, PDG de Chevron, a insisté sur la capacité du bassin permien à maintenir une production à grande échelle pendant des années, tandis que Travis Stice, ancien PDG de Diamondback Energy, s'est montré moins optimiste, déclarant lors d'une conférence téléphonique avec les investisseurs : « La production a atteint son pic et commencera à décliner ce trimestre. »

Quelle que soit l’opinion qui s’avère correcte, la réalité est que la production américaine a déjà chuté de plusieurs centaines de milliers de barils par jour cette année.

Pour l'auteur, l'écart entre les projets actuellement prévus et les mesures nécessaires pour éviter la « précarité énergétique » dans un avenir proche laisse entrevoir des perspectives prometteuses pour le secteur du schiste. Malgré le contexte actuel obscur causé par une offre excédentaire, cette phase est temporaire : des jours meilleurs attendent les entreprises énergétiques.