USA-Les eaux usées des forages de schiste, eldorado du private equity

information fournie par Reuters •18/03/2019 à 16:08

    par Jennifer Hiller
    BIG SPRING, Texas, 18 mars (Reuters) - Mike Christensen
déambule entre des rangées de réservoirs en acier étincelants,
points d'arrivée de grosses canalisations qui ont parcouru des
kilomètres jusqu'à ce coin d'anciennes terres agricoles situé
près de Midland, au Texas, au coeur du plus grand gisement de
pétrole des Etats-Unis. 
    Son entreprise, comme des dizaines d'autres, se charge de
gérer l'envers du décor de la lucrative industrie des schistes
bitumineux : les eaux usées.
    La révolution des schistes bitumineux a permis à la
production pétrolière américaine d'atteindre des niveaux record
au cours de la décennie écoulée mais une grande partie des
infrastructures nécessaires à leur exploitation n'ont pas réussi
à suivre, notamment en ce qui concerne le transport des grandes
quantités d'eau utilisées dans le processus de fracturation
hydraulique et des eaux usées qui en résulte.
    Autrefois gérées individuellement par les producteurs
d'énergie, le coût de la fourniture, de la collecte et de
l'évacuation de l'eau est allé croissant et a fait émerger des
sociétés spécialisées. Ces activités qui génèrent 34 milliards
de dollars par an aux Etats-Unis ont attiré des investisseurs
tels que TPG Capital, Blackstone Energy Partners  BX.N  et Ares
Management  ARES.N .
    La production pétrolière dans le Bassin permien, qui couvre
l'ouest du Texas et le sud-est du Nouveau-Mexique, devrait
augmenter de 35% à 5,4 millions de barils par jour d'ici 2023,
ce qui nécessitera toujours plus d'eau et de traitement des eaux
usées, soulignent des analystes. 
    
    CESSIONS
    Selon une analyse réalisée par Reuters à partir des données
sur la production de deux comtés du Nouveau-Mexique, 505
millions de barils de pétrole ont été produits entre 2016 et
2018, et cinq fois plus d'eau a été utilisée.
    "Vous ne pouvez pas lancer la production tant que vous ne
disposez pas d'une solution pour l'eau", explique James Lee, du
cabinet Riveron Consulting.
    Selon une estimation de Morgan Stanley, 5.500 puits sont
encore à forer dans le Bassin permien.
    L'eau nécessaire à la fracturation est en grande partie
acheminée par camion, ce qui a un coût élevé et provoque des
embouteillages autour des sites de production. Aussi les
entreprises parapétrolières construisent-elles des canalisations
dont elles font payer l'utilisation aux producteurs d'énergie.
    La société de Mike Christensen, On Point Oilfield Holdings,
possède un réseau d'évacuation qui absorbera cette année 375.000
barils par jour d'eaux usées. 
    Une partie de cette eau sera recyclée mais des millions de
litres finiront dans les profondeurs de la terre de cette région
de l'ouest du Texas. 
    "L'eau a toujours été un sujet de réflexion pour les
producteurs", explique Mike Christensen. "Maintenant, c'est une
activité en soi."
    Certains producteurs, à un moment où la tendance est de
limiter les coûts et d'améliorer les rendements, sont aussi
incités à céder ou scinder leurs activités de traitement d'eau.
    En décembre, l'entreprise pétrolière Hess Corp  HES.N  a
tiré 225 millions de dollars de la cession d'une partie de ses
actifs de traitement d'eau à une coentreprise qu'elle a formée
avec le fonds Global Infrastructure Partners. 
    
    DISCIPLINE FINANCIÈRE
    Halcon Resources  HK.N  a quant à lui reçu 200 millions de
dollars en numéraire, auxquels s'ajouteront jusqu'à 125 millions
sur cinq ans, de la part de la société WaterBridge Resources
pour ses actifs d'infrastructure d'eau.
    "Lorsque la discipline financière est en tête des priorités,
il est très intéressant de monétiser" les actifs de gestion de
l'eau, résume Benjamin Shattuck, analyste au cabinet de conseil
Wood Mackenzie.
    Selon une analyse réalisée par Reuters à partir des données
des producteurs du Bassin permien répertoriées par le site
FracFocus.org, le travail de fracturation consomme maintenant en
moyenne 49 millions de litres d'eau, ce qui représente une
augmentation de 40% en deux ans.
    Cela se traduit par des factures d'eau qui grimpent de 17%
cette année dans le Bassin permien, à 14 milliards de dollars au
total, selon le cabinet de conseil IHS Markit.
    De quoi, là aussi, attirer les investisseurs.
    La semaine dernière, TPG a accepté de payer 930 millions de
dollars pour prendre une participation majoritaire dans le
réseau de canalisations d'eau de Goodnight Midstream, composé de
plus de 670 km dans trois bassins de schiste. 
    D'autres sociétés de capital-investissement, dont ARM Energy
Holdings et Ares Management, ont engagé 4 milliards de dollars
pour acheter ou créer des sociétés de gestion d'eau ces quatre
dernières années, selon le cabinet de recherches Global Water
Intelligence. 
    
    BAISSE DES COÛTS
    La gestion de l'eau dans l'industrie du schiste en est à ses
balbutiements comparée au transport du pétrole et du gaz par
oléoducs et gazoducs mais de plus en plus de sociétés de
capital-investissement sont en quête d'investissements dans ce
secteur, déclare Jim Summers, directeur général de la société de
distribution d'eau H20 Midstream, basée à Houston.
    Acheminer et évacuer l'eau coûte entre 0,50 dollar et 4
dollars par baril de pétrole produit, selon que l'eau est
transportée par canalisation ou par camion, ce qui revient plus
cher. Ce poste de dépenses peut s'avérer très important pour les
producteurs lorsque le cours du pétrole baisse à 40 dollars le
baril dans le Bassin permien comme en fin d'année dernière.
    Ce coût a incité certaines entreprises à changer de braquet.
    Le producteur de pétrole et de gaz de schiste Lilis Energy
 LLEX.A  a ainsi engagé Salt Creek Midstream, une société créée
par ARM Energy, pour gérer l'eau qu'il utilise. Il en attend une
baisse considérable de ses coûts d'évacuation d'eau, qui
devraient passer de deux dollars à 0,485 dollar le baril.
    Tous les producteurs, cependant, ne veulent pas abandonner
complètement ce pan d'activité. Diamondback Energy  FANG.O 
envisage ainsi de vendre des parts d'une filiale qui gère son
transport d'eau, de pétrole et de gaz, mais veut en garder le
contrôle.
    "Si je dois attendre que quelqu'un construise un oléoduc ou
un système d'évacuation d'eau, ça n'ira pas. Je dois avoir le
contrôle et ça ne doit pas être l'inverse", déclare le PDG de
Diamondback, Travis Stice.

 (Dominique Rodriguez pour le service français)