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Apr 09, 2023

Diminution des stocks de CIC : identification des pires contrevenants en E&P

ArtistGNDphotography / E + via Getty Images Mis à part l'action récente des prix, le

ArtisteGNDphotography/E+ via Getty Images

Mis à part l'évolution récente des prix, les bons moments se sont déroulés dans le schiste onshore au cours de l'année écoulée. Avec la hausse des prix des matières premières, même les jeux les plus junkies avec une superficie médiocre ont vu les cours des actions exploser. La bande à terme, bien que profondément en retard, reste incroyablement favorable à la plupart des acteurs de l'industrie. Les rendements du capital sont désormais le nom du jeu dans l'énergie, qu'ils soient directs via des rachats ou des dividendes ou indirects pour les entreprises qui doivent encore s'engager dans un redressement du bilan.

Tout le monde continue de se concentrer sur le chiffre d'affaires, mais 2022 sera probablement davantage une différenciation des coûts. Le marché a la mauvaise habitude d'extrapoler la réalité actuelle, et même si je pense que certaines des lamentations sur la structure des coûts du schiste sont exagérées dans certaines sphères de discussion, 2022 va être un défi pour beaucoup. L'inflation du diesel, de l'acier, de divers produits chimiques et du ciment est facilement visible et, lorsqu'elle est combinée à un marché plus serré pour les services pétroliers, cela entraînera une augmentation des coûts de forage et d'achèvement des puits. Ce sont des points de discussion pour un autre jour, mais l'épuisement des puits forés mais inachevés est l'endroit où je vois des défis pour plusieurs producteurs.

Les puits forés mais inachevés, ou "DUC", sont extrêmement importants alors que les investisseurs commencent à réfléchir aux niveaux de dépenses de maintenance pour les acteurs du schiste à moyen terme. Comme son nom l'indique, les DUC sont des puits de pétrole et de gaz où le forage a été effectué, mais le producteur n'a pas suivi le processus de finition du puits pour le mettre en ligne.

Il y a beaucoup de raisons pour lesquelles les puits ne sont pas terminés. Les DUC ont été utilisés pour conserver les droits de superficie pendant la durée secondaire, car de nombreux baux de forage ne prendront pas fin tant que le locataire a commencé de bonne foi à forer pendant la durée principale. Les producteurs foreront également des puits mais ne les termineront pas pour profiter de leurs contrats avec les fournisseurs de plates-formes, car il peut être avantageux de supporter le coût dans la période actuelle plutôt que de perdre du temps sur le contrat. Dans d'autres cas, un producteur peut avoir loué une plate-forme pour des opérations pendant un an, mais ne pas nécessairement s'être engagé de la part des équipes d'achèvement à gérer tous les puits qui ont été forés ou même avoir l'infrastructure intermédiaire en place pour mettre ce produit sur le marché. Pour les fournisseurs bien capitalisés, cela pourrait aussi être simplement un moyen de continuer à forer tout en reportant la production à une période ultérieure ; un CUD peut être mis en ligne rapidement en réponse à des prix plus élevés. De nombreuses raisons valables, et cela signifie qu'il y a toujours une sorte d'inventaire de ces puits là-bas, attendant d'être fracturés et la production officiellement mise en ligne.

Dans l'environnement d'aujourd'hui, les CID ont adopté un nouveau but. Alors que la plupart des producteurs se sont engagés à maintenir les niveaux de production à un niveau stable et que les investisseurs ont commencé à se concentrer sur les budgets de dépenses en capital et sur le type de dépenses nécessaires pour compenser le déclin naturel des portefeuilles E&P, les équipes de direction se sont de plus en plus tournées vers l'exploitation de leurs stocks DUC. Très franchement, dans de nombreux cas, cela peut être fait pour se faire mieux paraître par rapport à ses pairs. Plus les dépenses en immobilisations sont faibles, plus les actionnaires disposent de liquidités et plus ces entreprises semblent efficaces. Après tout, avec des coûts de forage et de tubage sous contrat représentant 25 à 35 % du puits typique dans la plupart des bassins (appelons cela 2,2 à 3,0 mm par puits en moyenne), la finition des puits qui supportaient ces coûts au cours des périodes précédentes permet d'économiser beaucoup d'argent.

Mais les bons moments ne peuvent pas durer éternellement. En 2020 et 2021, de nombreuses sociétés d'exploration et de production ont considérablement puisé dans leurs stocks de CID. Dans certains cas, il ne reste plus beaucoup de CIC viables pour beaucoup. Le moment n'aurait pas pu être pire dans certains cas, car les pénuries de main-d'œuvre et les longs délais de mise en place des fournisseurs de services pétroliers signifient qu'il sera à la fois plus difficile et plus coûteux de forer de nouveaux puits en 2022 par rapport à 2020 ou 2021. La direction d'Apache était juste l'un des rares E&P qui ont parlé de cette dynamique un peu plus tôt au cours du troisième trimestre :

La plate-forme supplémentaire dont nous avons parlé, la plate-forme incrémentielle au milieu de 2022. Je pense qu'il est important de souligner, tout d'abord ... il est plus difficile de mettre en place une plate-forme rapidement, c'est quelques quarts à partir du moment où vous faites cette décision jusqu'au moment où vous avez terminé simplement à cause d'articles à long délai, de problèmes de chaîne d'approvisionnement et pour nous assurer que nous avons tout ce dont nous avons besoin pour faire fonctionner cette plate-forme.

Cela laissera certains producteurs dans une situation assez difficile alors qu'ils entrent dans le processus de budgétisation et de dépenses en capital de 2022. Comme la plupart des entreprises donnent leurs perspectives initiales au quatrième trimestre, certains investisseurs pourraient avoir une mauvaise surprise. Mais d'après les données opérationnelles, qui ont été les pires contrevenants ?

En février 2020, avant la pandémie, il y avait environ 9 000 DUC aux États-Unis. Cependant, une partie de ceux-ci sont des DUC dits "morts", ou des puits forés plus de deux ans auparavant. Les données ont montré qu'une fois que ces puits atteignent cet âge, il y a très peu de chances (5,0 %) que ces puits finissent par être achevés. Un exemple pour ceux qui ont suivi mes recherches sur l'énergie serait Unit Corporation (OTCQX:UNTC). La société compte 46 DUC sur le marché selon les autorités de réglementation de l'État, et malgré la sortie de faillite avec un bilan relativement sain et des incitations incroyablement élevées à reprendre l'achèvement des puits en raison de ses accords intermédiaires, la direction n'a actuellement aucun plan pour achever l'un de ces puits.

En excluant les DUC morts, l'inventaire disponible était de 6 943 en février 2020. Ce que j'ai fait ci-dessous est de montrer comment les vingt premières entreprises publiques par inventaire pré-pandémique ont puisé dans leurs réserves au cours des deux dernières années environ. Au total, ces vingt entreprises disposaient de plus de 4 000 DUC dans lesquels elles pouvaient puiser, soit 57,9 % de l'inventaire pré-percé disponible. Selon les rapports les plus récents, les E&P ont réduit ce solde de plus de 2 000 (ou les puits sont passés à l'état mort), ramenant l'inventaire global des DUC aux niveaux de 2012. Bien qu'il y ait peut-être une certaine disponibilité pour continuer à puiser dans les DUC en 2022, elle est en sourdine pour plusieurs E&P.

*Source : ShaleProfile.com. Comprend Hess Corporation (HES), Enerplus (ERF), BP (BP), SM Energy (SM), Pioneer Natural Resources (PXD), Continental Resources (CLR), Apache (APA), Occidental Petroleum (OXY), EOG Resources ( EOG), ConocoPhillips (COP), Devon Energy (DVN), Civitas Resources (CIVI), Diamondback Energy (FANG), Range Resources (RRC), PDC Energy (PDCE), Chevron (CVX), EQT Resources (EQT), Exxon Mobil (XOM), Marathon Oil (MRO), Chesapeake Energy (CHK).

Presque toutes ces entreprises n'ont pas encore fourni grand-chose en termes de perspectives pour 2022. Cela arrive généralement au quatrième trimestre, mais il y a quelques signes auxquels s'accrocher. Hess Corporation ajoute une plate-forme dans le Bakken pour des raisons évidentes, et comme indiqué lors de la conférence téléphonique, cela augmentera les dépenses en capital de 200 millions de dollars par rapport à 2021 en tant que "règle empirique". Enerplus prévoit des dépenses de 500 millions de dollars en 2022, contre 380 millions de dollars qu'il a guidés en 2021, donc une inflation matérielle là-bas (bien qu'apportant une certaine croissance de la production de liquides). Occidental Petroleum, bien qu'il ne partage pas encore de plan ferme, a explicitement qualifié son utilisation des DUC de défi lors de la réflexion sur la budgétisation 2022 :

Et la seule chose que je pourrais vraiment souligner, en termes de ce que nous avons déjà dit à ce sujet, c'est qu'en 2022, nous n'aurons pas autant de CUD à terminer qu'en 2021. Il y a donc une différence ici. Nous avons réalisé environ 100 CIC cette année.

Pour faire court, la plupart des producteurs exécutant des livres de couverture très légers jusqu'en 2022, attendez-vous à ce que l'accent soit mis sur tous les débits inférieurs à la ligne de revenus. Différentiels, coûts d'équilibre, taux de déclin, dépenses en capital - ce seront les points centraux du marché l'année prochaine. Le grand mouvement des matières premières a été la marée proverbiale qui a soulevé tous les bateaux. Un investisseur n'a pas eu à choisir de grandes entreprises au début de 2020 pour la faire sortir du parc ; ils n'avaient qu'à faire un macro-appel contre-consensuel. Pour les investisseurs qui veulent gagner beaucoup d'argent dans le secteur de l'énergie à partir d'ici, il faudra un peu plus de nuances pour bien faire les choses.

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Cet article a été rédigé par

Auteur de Energy Investing Authority

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J'ai une décennie d'expérience dans les domaines du conseil en investissement et de la banque d'investissement, avec des passages dans la gestion de portefeuille, les titres adossés à des créances hypothécaires résidentielles, les dérivés et l'audit interne dans diverses entreprises. Aujourd'hui, je suis un investisseur à temps plein et un "analyste indépendant à louer" ici sur Seeking Alpha.

Déclaration de l'analyste : J'ai/nous avons une position courte avantageuse sur les actions d'APA, soit par le biais de la propriété d'actions, d'options ou d'autres produits dérivés. J'ai écrit cet article moi-même, et il exprime mes propres opinions. Je ne reçois aucune compensation pour cela (autre que de Seeking Alpha). Je n'ai aucune relation d'affaires avec une entreprise dont les actions sont mentionnées dans cet article.

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