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Sociétés

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

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 et Ares Management.

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 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 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 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 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)

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