Article original de Justin Mikulka, publié le 17 juillet2020 sur le site DeSmog
Traduit par le blog http://versouvaton.blogspot.fr
Warren Buffet a une citation célèbre sur l’investissement : « Ce n’est que lorsque la marée descend que l’on découvre qui a nagé nu. »
En ce qui concerne son investissement de 10 milliards de dollars dans Occidental Petroleum, Buffet devra prendre cela à cœur maintenant que d’autres investisseurs ont poursuivi Occidental pour la fusion financée en partie par la participation de Buffet, alléguant que le montant de la dette nécessaire pour qu’Occidental fusionne avec Anadarko laissait la société « précairement exposée » si les prix du pétrole baissaient. Ils ont cité les milliards que Buffett a investis dans l’opération comme aggravant ce risque.
L’industrie de la fracturation ne se soucie pas que vous soyez un sage de l’investissement de renommée mondiale : Elle détruit tous les capitaux.
Même en 2019, lorsque Buffett investissait dans Occidental, nous savions que l’industrie de la fracturation avait perdu des centaines de milliards de dollars au cours de la dernière décennie. Cependant, avec le niveau d’endettement stupéfiant de l’industrie, son incapacité à continuer d’emprunter et la chute de la demande de pétrole due à la pandémie, la marée est maintenant vraiment en train de révéler la performance financière défaillante de l’industrie de la fracturation. Ce recul de la marée a également révélé que l’industrie a rompu avec l’un des principes les plus fondamentaux du financement de la production de pétrole et de gaz : le prêt basé sur les réserves.
Le prêt basé sur les réserves implique qu’une entreprise estime la quantité de pétrole qu’elle possède dans le sol, puis attribue à ces réserves une valeur basée sur le prix du pétrole le plus récent. Une banque prête ensuite de l’argent à l’entreprise sur la base d’un pourcentage de cette valeur. Pour les prêteurs, il s’agit traditionnellement d’un arrangement à faible risque, car si une entreprise ne rembourse pas le prêt, la banque peut simplement prendre possession de son champ pétrolifère. Il s’agit donc depuis longtemps d’une des méthodes les plus fiables pour les petites compagnies pétrolières et gazières pour obtenir un financement.
Mais l’échec du modèle financier de l’industrie de la fracturation a fait voler en éclats cette sagesse industrielle acceptée.
Bloomberg a récemment rapporté que Mike Lister, un banquier de JP Morgan spécialisé dans l’énergie, a estimé que les banques ont radié environ 1 milliard de dollars de prêts basés sur les réserves pour les entreprises de schiste en 2019, dépassant ainsi leurs pertes totales des 30 dernières années, et cette tendance devrait se poursuivre.
Cool. Une facilité nationale de crédit pour le pétrole et le gaz, afin que les prêts à taux variable ne subissent aucune perte et que les banques puissent continuer à payer les frais de transaction. Quel est le montant en jeu ?
Nous savons qu’il y a ces 200 milliards de dollars de prêts garantis par les réserves… via @Reuters… tous en amont (exploration et production)
Cool. A national oil and gas credit facility, so rolling loans can gather no loss, and banks can keep dining on the transaction fees. How much is at stake?
We know there's this $200 billion owed in reserve-backed lending… via @Reuters… all upstream (exploration & production) pic.twitter.com/EdwoD2V3Ey
— Hugh MacMillan (@hughrmacmillan) April 24, 2020
Est-il possible que l’industrie du schiste ait intentionnellement surestimé ses réserves afin d’emprunter plus d’argent et d’attirer les investisseurs ? Cela semble probable, car il y a de fortes raisons de penser que l’industrie connaissait ses méthodes d’évaluation qui surestimaient les volumes et les réserves, mais qu’elle les a quand même utilisées pour obtenir des financements.
S’adressant au Wall Street Journal à la fin de l’année dernière, Stephen Steinmour, PDG de la banque régionale Huntington Bancshares, basée dans l’Ohio, a adopté un point de vue plus charitable sur ce qui s’est passé tout en identifiant le problème principal : « La géologie et les hypothèses étaient tout simplement erronées. »
Comme nous l’avons documenté dans DeSmog, de nombreuses hypothèses erronées ont été émises sur la quantité de pétrole contenue dans le schiste (géologie), et les hypothèses sur la production des puits présentent des failles évidentes.
Dans une interview de janvier 2019 avec Seeking Alpha, Art Berman, consultant en géologie de l’industrie pétrolière, a présenté les façons dont les compagnies de schiste manipulent les données pour surestimer le potentiel de production pétrolière future. Sa conclusion est un bon résumé des finances de l’industrie du schiste : « … c’est trompeur au mieux et c’est probablement à la limite de la fraude au pire, mais quoi que ce soit, ce n’est pas honnête. »
La fraude très limite est probablement la meilleure description disponible pour les finances de l’industrie de la fracturation. Sinon, comment peut-on perdre 250 millions de dollars tout en promettant aux investisseurs de gros profits ?
L’éternel optimisme du producteur de schiste
Le même mois où Art Berman a donné cette interview, le Wall Street Journal a publié un article intitulé « Le problème secret de la fracturation hydraulique – les puits de pétrole ne produisent pas autant que prévu ».
L’article du WSJ qui a suivi citait le professeur d’ingénierie pétrolière de Texas A&M, John Lee, un expert en calcul des réserves de pétrole et de gaz. « Il y a un certain nombre de pratiques qui vont presque inévitablement conduire à des surestimations », a déclaré Lee au journal.
Deux documents de recherche récents mettent en évidence certaines des pratiques utilisées par l’industrie pour surestimer systématiquement les réserves et la production des puits.
« Évaluation de la fiabilité des estimations des réserves des sociétés publiques aux États-Unis et au Canada« , un document que Lee et ses collègues ont préparé pour la Conférence sur les technologies des ressources non conventionnelles en juillet 2019, passe en revue les estimations des réserves des compagnies pétrolières et gazières canadiennes et américaines de 2007 à 2017, puis examine les révisions historiques de ces estimations au fur et à mesure que les compagnies ont produit le pétrole à partir de ces réserves.
Sans surprise, Lee et ses collègues ont découvert que les compagnies américaines de pétrole de schiste « surestimaient considérablement les réserves 1P ». Les « réserves 1P » sont les réserves qui soutiennent les prêts basés sur les réserves.
Les conclusions des auteurs ne caractérisent pas une industrie qui fait des prédictions basées sur des données concrètes. « Nous pouvons conclure que les déclarants américains sont trop confiants », disent-ils. « Avec des biais se situant entre un excès de confiance extrême combiné à un biais directionnel négligeable [et] un excès de confiance modéré combiné à un optimisme extrême ».
Ainsi, selon les données utilisées dans cette recherche, les entreprises américaines du secteur du schiste ont constamment surestimé les réserves. Comment cela pourrait-il être possible pour une industrie disposant des meilleurs ingénieurs et d’une expérience de plus de cent ans dans l’estimation des réserves si ce n’était pas intentionnel ? Des modèles imparfaits.
L’industrie utilise des modèles pour estimer les volumes de pétrole que les futurs puits pourraient produire, puis combine ces chiffres pour estimer les réserves de pétrole potentielles totales. Mais selon un document sur l’estimation des réserves de pétrole, publié par la Society of Petroleum Engineers en 2018, ces modèles sont imparfaits.
L’article « Utilisation de l’analyse des données pour évaluer l’impact du changement technologique sur la prévision de la production« aborde les questions relatives aux modèles utilisés pour prévoir les volumes de pétrole futurs.
L’une des principales conclusions des auteurs est que les modèles utilisés pour prévoir les volumes de puits de pétrole ne tiennent pas compte de bon nombre des récents progrès des technologies d’extraction que l’industrie aime vanter, mais qui ont entraîné des taux de déclin des puits plus rapides et une production totale plus faible. L’un des facteurs importants qu’ils ne prennent pas en compte est le resserrement de l’espacement entre les puits, qui entraîne des interférences entre les puits (aussi appelées chocs de fracturation ou puits enfants). L’industrie avait espéré que le rapprochement des puits permettrait d’augmenter la production de pétrole, mais la réalité est que les puits interfèrent entre eux s’ils sont trop proches les uns des autres, et donc que les puits produisent moins de pétrole que prévu.
« Par exemple, dans la zone de Bakken [une zone de schiste qui s’étend sur plusieurs parties du Montana, du Dakota du Nord et du Canada], le taux de déclin du terminal augmente de plus de 10 % pour les puits avec des complétions modernes dans des plateformes multi-puits », déclarent les auteurs. « Comme la durée de production dépend des taux de déclin du terminal, les effets de l’espacement et de la complétion doivent être pris en compte dans les courbes de type pour les puits des plateformes multi-puits ».
Les modèles défectueux donnent des résultats erronés, mais des résultats qui font mieux paraître l’industrie de la fracturation aux yeux des banquiers et des investisseurs. L’industrie continue donc à les utiliser pour prédire de façon pratique qu’il y a plus de pétrole dans le sol qu’il n’y en a réellement.
L’une des principales conclusions du document est que les exploitants de schistes utilisent des taux de baisse de production de 5 à 8 % par an. Ces taux sont exacts pour les puits de pétrole verticaux forés de manière conventionnelle, mais sont bien trop faibles pour les puits horizontaux fracturés. Les chercheurs ont découvert dans ces cas que les taux de déclin pourraient être supérieurs à 15 %, ce qui affecte considérablement la quantité de pétrole que le puits produira au cours de sa durée de vie – et donc les estimations des réserves basées sur les taux de déclin plus faibles sont considérablement plus élevées que ce que le puits produira réellement.
« Les taux de déclin des terminaux ont un effet direct sur la déclaration des réserves et la rentabilité finale des puits non conventionnels », conclut l’article, « mais n’ont pas été étudiés en profondeur dans la littérature ».
Ainsi, si les puits déclinent à des taux deux à trois fois plus élevés que ce que l’industrie estime, il n’est pas difficile de voir pourquoi l’industrie surestime constamment ses prévisions de production de puits : Leurs modèles ne sont pas basés sur ce qui se passe réellement dans les zones de schiste produisant du pétrole.
David DiCarlo, professeur associé à la faculté d’ingénierie pétrolière de l’université du Texas à Austin, a résumé le problème pour DeSmog.
« Les modèles utilisés pour les puits non conventionnels sont basés sur les résultats des réservoirs conventionnels », a-t-il déclaré. « Ils ne tiennent pas compte de l’impact de variables telles que l’augmentation des interférences entre les puits en raison d’un espacement plus serré des puits », ce qui conduit à surestimer les réserves de pétrole de 30 % en moyenne par rapport aux modèles qui le font.
Les problèmes que posent ces modèles ne sont pas un secret pour l’industrie. Mais ils continuent à fournir les bases de référence pour le financement de l’industrie de la fracturation.
Le chef de Schlumberger avertit que la production américaine de pétrole de schiste va chuter alors que les taux de déclin des puits observés augmentent. ft.com
Ce que l’article n’aborde pas, c’est la façon dont les compagnies de fracturation vont servir leurs dettes montagneuses s’ils ne peuvent pas maintenir la production.
Schlumberger chief warns US shale oil production will drop as observed well-decline rates rise. https://t.co/460PEu1L4z What the article doesn't address is how the frackers are going to service their mountainous debts if they can't hold production up. https://t.co/KlH7vsJlSk
— Jeremy Leggett (@JeremyLeggett) October 20, 2018
Économie des investisseurs et « Corporate Math » pour l’estimation des réserves
Bethany McLean, journaliste et collaboratrice du magazine Vanity Fair, est l’auteur de Saudi America, un livre qui explore la nature du schéma de Ponzi de l’économie de la production américaine de pétrole de schiste. Dans une interview accordée en février en podcast au Texas Monthly, Bethany McLean a abordé l’idée de « mathématiques d’entreprise ou économie de l’investisseur » pour décrire, par exemple, comment les entreprises de fracturation disent aux investisseurs qu’elles peuvent atteindre le seuil de rentabilité à 25 dollars le baril, alors qu’en réalité, à ce prix ou à un prix similaire, elles perdent de grosses sommes d’argent.
En Amérique Saoudite, McLean a documenté la manière dont cette pratique de « calcul d’entreprise » a été utilisée avec les estimations de réserves, en comparant les estimations faites par les sociétés de fracturation pour la Securities and Exchange Commission (SEC) avec ce qu’elles ont dit aux investisseurs. Les résultats sont remarquables, surtout quand on sait que les données montrent que dans de nombreux cas, même les estimations données à la SEC étaient trop optimistes.
« Un investisseur a analysé 73 foreurs dans le schiste en 2014, et a constaté que presque tous ont rapporté des perspectives pétrolières et gazières plus élevées aux investisseurs qu’à la SEC », a écrit M. McLean. « Par exemple, Chesapeake [Energy Corporation] a rapporté 2,7 milliards de barils d’équivalent pétrole – une mesure qui assimile le gaz naturel au pétrole – à la SEC, mais 13,4 milliards aux investisseurs. Pioneer a déclaré 845 millions à la SEC et 11 milliards aux investisseurs. Au total, l’industrie a déclaré 33 milliards de barils d’équivalent pétrole à la SEC et 163,5 milliards aux investisseurs ».
Quelle est la probabilité que les prévisions données aux investisseurs soient exactes ? Ce ne sont pas des erreurs d’arrondi.
Chesapeake a depuis été déclaré en faillite. Mais cela n’a pas empêché la société de donner récemment à ses cadres supérieurs une nouvelle série de bonus, en disant que les versements les aideraient à rester « motivés« .
Les investisseurs trompés ont très bien payé les dirigeants des entreprises utilisant la fracturation hydraulique.
Lisez ceci : Pourquoi les PDG américains du secteur de l’énergie recevront de grosses sommes d’argent malgré l’effondrement du pétrole
Read this: Why U.S. energy CEOs will get big payouts despite oil meltdownhttps://t.co/QTt5znpmp0 via @MacMutual @davidj_french
— Collin Eaton (@CollinEatonHC) May 27, 2020
Déni plausible et audits indépendants
L’une des principales causes de la crise financière de 2007-2010 a été le fait que des agences de notation prétendument indépendantes ont apposé leur tampon sur des titres adossés à des créances hypothécaires presque sans valeur, en leur attribuant une notation de qualité investissement.
En ce qui concerne les estimations de réserve que les sociétés de fracturation fournissent à la SEC, il existe également un processus d’examen soi-disant indépendant : Des sociétés d’ingénierie pétrolière qualifiées vérifient les estimations des réserves utilisées pour les prêts basés sur les réserves. Toutefois, compte tenu de l’augmentation considérable des annulations de prêts basés sur les réserves en 2019, cela pourrait devenir une nouvelle version pour ce secteur de la débâcle des notations des prêts hypothécaires (sub-prime) à haut risque.
DeSmog a couvert la brève histoire de la société de fracturation Alta Mesa. La société promettait des « actifs de classe mondiale » aux investisseurs, mais la réalité était que le pétrole n’était tout simplement pas là. L’entreprise a rapidement fait faillite. De nombreux investisseurs ont intenté des poursuites, alléguant que la direction et les bailleurs de fonds d’Alta Mesa avaient fait des états financiers « trompeurs », et la société fait maintenant l’objet d’une enquête de la SEC.
Il peut être difficile pour Alta Mesa de prétendre à l’ignorance dans ces procédures, car elle était dirigée par un vétéran de l’industrie de la fracturation et soutenue par le poids lourd de l’industrie financière, Riverstone. Si quelqu’un connaît la réalité de l’industrie du schiste, ce devrait être une équipe comme celle-ci.
Dans la procuration pour la création de la société, un audit réalisé par le cabinet de conseil pétrolier Ryder Scott, basé à Houston, n’a trouvé aucun problème dans les estimations des réserves d’Alta Mesa concernant ses actifs supposés de classe mondiale. Les procédures et méthodologies générales de l’entreprise utilisées pour préparer les estimations des réserves prouvées étaient conformes aux réglementations de la SEC, a conclu Ryder Scott, et étaient, « dans l’ensemble, raisonnables dans le cadre des directives de tolérance d’audit de 10 % telles que définies dans les normes d’audit de la SPE ».
Mais en y regardant de plus près, on se rend compte du peu de contrôle que ces audits permettent réellement d’exercer. Ryder Scott a utilisé les données d’Alta Mesa, et « a examiné ces données factuelles pour leur caractère raisonnable », mais a admis qu’il n’a pas effectué « une vérification indépendante des données fournies par Alta Mesa ».
C’est ainsi que les entreprises s’arrangent pour obtenir un démenti plausible : Un auditeur indépendant est simplement d’accord avec tout ce que dit la société.
Alta Mesa s’est retrouvée dans ce qu’on appelle une faillite en « chute libre », ce qui est aussi grave que cela en a l’air. Quel était l’un des principaux problèmes ? Les prêts basés sur les réserves.
L’entreprise qui cherche à sortir Alta Mesa de la faillite a offert 220 millions de dollars après avoir échoué à conclure une vente précédente
The venture seeking to buy Alta Mesa out of bankruptcy has offered $220 million after failing to close on a previous sale https://t.co/DyQjPKKRLp
— WSJ Pro Bankruptcy (@WSJBankruptcy) April 3, 2020
La banque a déterminé que les réserves valaient beaucoup moins que ce qu’Alta Mesa avait déclaré et a finalement réduit leur valeur de près de 50 %. Le fait que cela se soit produit en août 2019, alors que le prix du brut du Texas occidental était en moyenne juste en dessous de 58 dollars le baril, montre que la faiblesse des prix du pétrole n’était pas le problème.
« Historiquement, les prêts garantis à l’industrie du pétrole et du gaz ont été l’un des endroits les plus sûrs pour les banques commerciales », a expliqué Buddy Clark, un associé du cabinet d’avocats Haynes and Boone, au Houston Business Journal en janvier.
Le New York Times a récemment rapporté que le consultant en énergie Rystad Energy s’attend à ce que pas moins de 250 entreprises pétrolières et gazières fassent faillite d’ici la fin 2021. Avec ce crash industriel historique, l’époque où les banques considéraient les prêts basés sur les réserves comme presque sans risque appartient probablement au passé.
Un leader de l’industrie fait pression en faveur d’une réglementation plus souple sur les estimations des réserves
Une caractéristique constante de l’industrie de la fracturation est que les PDG doubleront toujours leurs primes pour tromper les investisseurs, car tant que l’entreprise existe, les PDG continuent à recevoir des primes, peu importe l’argent qu’ils font perdre aux investisseurs.
Une première faillite n’est qu’une occasion d’amener plus d’investisseurs à financer une deuxième faillite avec plus de bonus pour les dirigeants. Un plan de sauvetage de l’industrie n’est qu’une autre occasion de verser des primes aux dirigeants. Chaque année est une année de plus pour prédire que ce sera enfin l’année où l’industrie de la fracturation gagne de l’argent. Chaque année, ils se trompent.
Et le lobbying en faveur de renflouements, de la déréglementation et de normes comptables moins strictes sont les éléments de ce jeu.
Harold Hamm, le président du géant de la fracturation Continental Resources, était déjà présent à Washington, D.C. avant même que son ami proche Donald Trump ne devienne président. En 2015, Hamm a témoigné devant le Congrès pour soutenir les efforts visant à lever l’interdiction des exportations de pétrole. Parmi les arguments de Hamm en faveur de la levée de cette mesure vieille de 40 ans, Hamm a catégoriquement exclu la possibilité que le pétrole brut américain soit exporté vers la nation rivale qu’est la Chine, une affirmation qui n’avait pas beaucoup de sens à l’époque et qui s’est avérée fausse dans l’année qui a suivi la fin de l’interdiction en 2016.
Malgré son optimisme implacable sur l’industrie de la fracturation, l’entreprise de Hamm s’en est très mal sortie et il a utilisé ses relations avec Trump pour faire pression en faveur de divers renflouements et faveurs.
L’année dernière, Hamm a écrit une lettre à la SEC pour demander que les compagnies pétrolières soient autorisées à doubler la durée pendant laquelle elles peuvent compter la production potentielle future comme réserves prouvées, de 5 à 10 ans. À un moment où il est clair que les estimations de réserves de l’industrie sont trop optimistes, Hamm demande des réglementations encore plus souples qui pourraient permettre à des sociétés comme la sienne d’emprunter plus d’argent en utilisant ces estimations de réserves gonflées.
C’est ainsi que l’industrie de la fracturation a maintenu son accès au financement : Elle continue à changer les règles, à tromper les investisseurs et à faire de nouvelles promesses, et les dirigeants continuent à percevoir des salaires exorbitants.
Et cela a fonctionné en partie grâce à ces modèles défectueux qui, comme l’industrie le savait, ont surestimé la production et les réserves des puits de pétrole – jusqu’à ce que la marée se retire et que nous puissions tous constater qu’il n’y avait tout simplement pas autant de pétrole dans le schiste que l’industrie l’avait prédit.
Il est maintenant clair que les « mathématiques d’entreprise » utilisées pour justifier le financement de l’industrie de la fracturation ne tiennent tout simplement pas la route. Dans le cas d’une seule entreprise en faillite nommée Templar Energy, le Wall Street Journal a récemment rapporté qu’une fois que les actifs utilisés pour garantir le financement sont liquidés, les banques devraient recevoir 0,21 $ pour chaque dollar prêté.
On est loin de 2015, année où les banques qui ont prêté de l’argent à Templar, ainsi que le PDG de Templar, David D. Le Norman, étaient toutes très confiantes quant à la valeur de ces actifs.
Les prêteurs principaux de la société pétrolière et gazière en faillite Templar Energy devraient recevoir une fraction des quelque 400 millions de dollars qui leur sont dus
Senior lenders to bankrupt oil-and-gas company Templar Energy are expected to receive a fraction of the roughly $400 million they are owed https://t.co/G9O5KZLnHf
— WSJ Pro Bankruptcy (@WSJBankruptcy) June 1, 2020
« Notre groupe de prêteurs a reconnu la grande qualité de nos actifs, la croissance significative de nos réserves et notre approche disciplinée du développement des actifs. Nous apprécions leur soutien continu », a déclaré M. Le Norman dans un communiqué de presse.
Mais cette « base d’actifs de haute qualité » a été évaluée en utilisant des modèles qui prédisaient la production future des puits et les réserves de pétrole que l’industrie savait déjà imparfaites et trop optimistes, mais qu’elle continue d’utiliser à ce jour. L’industrie pétrolière et gazière a vendu le boom de la fracturation comme un « miracle ». Mais le véritable miracle est de savoir combien de temps l’industrie a pu tromper les investisseurs en leur faisant croire qu’elle serait un jour rentable.
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