Conventionnel vs non-conventionnel : la distinction qui redéfinit les règles du jeu de l’investissement énergétique

Pour un analyste financier ou un gestionnaire d’actifs dans le secteur de l’énergie, la distinction entre ressources « conventionnelles » et « non-conventionnelles » semble souvent n’être qu’une question de jargon technique. On évoque la porosité de la roche, les techniques de forage, ou encore la fracturation hydraulique. Pourtant, réduire cette différence à sa seule dimension géologique, c’est passer à côté de l’essentiel. C’est ignorer une transformation radicale des modèles d’affaires, des profils de risque et des indicateurs de performance qui conditionnent la rentabilité de chaque dollar investi. L’enjeu n’est plus seulement de trouver du pétrole ou du gaz, mais de comprendre la nature économique de la bête que l’on cherche à dompter.

La réalité du terrain, notamment au Canada avec ses vastes gisements comme la formation de Montney ou les sables bitumineux de l’Athabasca, démontre que nous sommes face à deux philosophies d’investissement diamétralement opposées. D’un côté, le monde conventionnel s’apparente à un pari géologique : un risque initial élevé pour trouver un gisement qui, une fois découvert, produira de manière prévisible pendant des décennies avec un faible coût opérationnel. De l’autre, le non-conventionnel fonctionne comme une usine de production : le risque géologique est quasi nul, la ressource est connue et étendue, mais sa rentabilité dépend d’une exécution industrielle parfaite et d’un réinvestissement perpétuel pour contrer un déclin naturel extrêmement rapide. D’ailleurs, 97% des réserves prouvées de pétrole du Canada se trouvent dans les sables bitumineux, ce qui ancre le pays au cœur de cette dynamique non-conventionnelle.

Cet article n’est pas un cours de géologie. C’est un guide stratégique pour l’analyste, qui décompose les indicateurs clés qui différencient ces deux mondes. Nous allons analyser pourquoi la courbe de déclin est plus importante que la taille de la réserve, comment la logistique change drastiquement la structure de coûts, et pourquoi le véritable défi du non-conventionnel n’est pas de trouver la ressource, mais de maîtriser son coût marginal de production.

Pour naviguer avec précision dans ces deux univers d’investissement, cet article vous propose une analyse structurée. Vous découvrirez les différences fondamentales de risque, l’impact économique des courbes de production, et les défis spécifiques à chaque type d’extraction au Canada.

Pari ou usine ? La différence fondamentale de risque between le forage conventionnel et le gaz de schiste

Le paradigme de l’investissement énergétique a été bouleversé par l’avènement du non-conventionnel. Historiquement, le forage conventionnel était un pari géologique à haut risque. Les compagnies investissaient des sommes considérables dans des puits d’exploration avec un faible taux de succès, mais la découverte d’un gisement majeur garantissait des décennies de production stable et de flux de trésorerie prévisibles. Le risque était binaire : succès ou échec. À l’inverse, le gaz de schiste a introduit un modèle manufacturier, une véritable usine de production. Dans des formations comme celle de Montney au Canada, la ressource est connue, étendue et homogène. Le risque n’est plus de trouver le gaz, mais de l’extraire de manière rentable.

Cette certitude géologique transforme l’analyse financière. L’enjeu se déplace de l’exploration vers l’optimisation des opérations. Des entreprises comme ARC Resources, l’un des plus grands producteurs de la formation de Montney, ne parient plus sur un puits unique, mais déploient des programmes de forage continus sur des plateformes multi-puits. Leur performance ne dépend pas d’une découverte chanceuse, mais de leur capacité à réduire le temps de forage, à optimiser les coûts de fracturation et à standardiser les processus. La prévisibilité de la production à l’échelle d’un champ devient un atout majeur, permettant de sécuriser des contrats à long terme et de planifier les investissements avec une précision industrielle. Les projections de la Régie de l’énergie du Canada, qui anticipent que la production de la formation de Montney atteindra 1,6 Gpi³/j en Alberta et 8,1 Gpi³/j en Colombie-Britannique d’ici 2050, confirment la puissance de ce modèle d’usine à grande échelle.

En somme, le passage au non-conventionnel exige un changement de mentalité de l’investisseur : il ne finance plus un explorateur, mais un opérateur industriel dont les marges dépendent de l’efficacité opérationnelle.

La courbe qui effraie les investisseurs : comprendre le déclin rapide des puits de gaz de schiste

Si le modèle d’usine du non-conventionnel réduit le risque géologique, il introduit une nouvelle variable économique critique : la courbe de déclin de production. Un puits conventionnel typique voit sa production diminuer de 5 à 10 % par an, assurant un plateau de production long et rentable. À l’inverse, un puits de gaz ou de pétrole de schiste subit une chute vertigineuse : le déclin peut atteindre 60 à 80 % dès la première année. Cette caractéristique fondamentale change toutes les règles du jeu financier. Le retour sur investissement doit être atteint très rapidement, car la contribution du puits aux revenus de l’entreprise s’effondre après 12 à 24 mois.

Cette réalité crée ce que les analystes appellent le « drilling treadmill » ou tapis roulant de forage. Pour simplement maintenir sa production globale à un niveau stable, un producteur de schiste doit constamment forer de nouveaux puits pour compenser le déclin rapide des puits existants. Cela implique un besoin incessant et massif de capitaux (CAPEX). Alors qu’un producteur conventionnel peut réduire ses investissements en période de prix bas et simplement récolter les fruits de ses actifs existants, un producteur de schiste est contraint de continuer à dépenser, sous peine de voir sa production et ses revenus s’effondrer. Cette dynamique rend le secteur extrêmement sensible aux cycles des prix des matières premières et à l’accès aux marchés financiers.

Le tableau suivant met en lumière les différences drastiques de profil de production qui doivent guider tout modèle d’évaluation d’actifs. La durée de vie productive et le besoin de réinvestissement sont des indicateurs clés pour l’analyste.

Pour un gestionnaire d’actifs, cela signifie que la valeur d’une entreprise de schiste ne réside pas tant dans ses réserves prouvées que dans sa capacité à exécuter son programme de forage de manière rentable et continue.

Un puits unique contre une « ferme » de forage : l’impact logistique du non-conventionnel

Le passage du modèle du « pari géologique » à celui de « l’usine de production » a des conséquences logistiques et opérationnelles massives qui pèsent lourdement sur la structure de coûts. Un puits conventionnel est souvent une opération isolée, avec une empreinte au sol relativement limitée. Le forage non-conventionnel, en revanche, implique de véritables fermes de forage (multi-well pads), où des dizaines de puits horizontaux sont forés à partir d’une seule et même surface. Cette concentration industrielle transforme radicalement la gestion de projet.

L’ampleur de l’opération est colossale. La formation de Montney, par exemple, s’étend sur une superficie de 150 000 km², un territoire équivalent au Nouveau-Brunswick et à la Nouvelle-Écosse réunis. Exploiter une telle ressource n’est pas qu’une affaire de forage. Cela exige la mise en place d’une chaîne d’approvisionnement complexe et coûteuse. Chaque opération de fracturation hydraulique nécessite des millions de litres d’eau et des milliers de tonnes de sable, qui doivent être acheminés vers des sites souvent isolés. Cela impose la construction de routes robustes, la gestion de flottes de camions, et parfois la mise en place de camps de travailleurs temporaires. De plus, au Canada, la négociation d’accords d’utilisation des terres avec les communautés locales et les Premières Nations devient une étape cruciale et complexe du processus.

Pour l’analyste, ces défis logistiques ne sont pas anecdotiques ; ils représentent des postes de coûts fixes et variables considérables qui doivent être intégrés dans l’évaluation économique des projets. Les principaux défis incluent :

• La négociation d’accords complexes avec les Premières Nations pour l’utilisation des terres.
• La gestion et le transport de millions de litres d’eau pour la fracturation hydraulique.
• La coordination des flottes de camions pour le sable de fracturation, souvent importé depuis les États-Unis.
• L’établissement de camps de travailleurs temporaires dans des zones isolées.
• La construction et l’entretien de routes d’accès capables de supporter un trafic lourd et intensif.

Contrairement au forage conventionnel, où le coût est largement concentré dans le puits initial, le modèle non-conventionnel est une machine logistique continue dont l’efficacité détermine la rentabilité finale.

Pétrole non conventionnel : pourquoi le vrai défi n’est pas de le trouver, mais de le rendre rentable

Dans le domaine du pétrole non-conventionnel, notamment les sables bitumineux canadiens, le défi principal n’est pas la découverte, mais l’économie. Les réserves sont gigantesques et bien cartographiées. Le véritable enjeu est de parvenir à extraire et à transformer le bitume – une substance épaisse et visqueuse – à un coût qui reste compétitif sur le marché mondial. Ce processus est extrêmement énergivore et capitalistique, ce qui expose les producteurs à une forte sensibilité au prix du baril.

Le projet Fort Hills de Suncor en Alberta est une illustration parfaite de ces défis. L’industrie des sables bitumineux a nécessité des investissements colossaux, estimés à 366 milliards de dollars à ce jour. Des technologies comme le drainage par gravité assisté par vapeur (SAGD) sont utilisées pour liquéfier le bitume sous terre afin de pouvoir le pomper. Bien que cette méthode permette des taux de récupération élevés, elle consomme une quantité considérable de gaz naturel pour produire la vapeur. Durant les hivers rigoureux de l’Alberta, où les températures peuvent chuter à -30°C, cette consommation d’énergie explose, faisant grimper le coût marginal de chaque baril produit.

À ces coûts opérationnels s’ajoutent des passifs environnementaux et réglementaires croissants. L’intensité carbone de l’extraction est un facteur de risque majeur. Selon les données de la Régie de l’énergie du Canada, environ 190 kg de GES sont émis par baril extrait des sables bitumineux, soit près de trois fois plus qu’un baril de pétrole conventionnel. Dans un contexte de tarification du carbone et de pression des investisseurs sur les critères ESG (Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance), ce différentiel se traduit par un coût financier direct qui handicape la compétitivité et augmente le risque à long terme de l’actif.

L’analyste doit ainsi modéliser non seulement les coûts directs, mais aussi les risques liés à la réglementation future et à l’acceptabilité sociale, qui peuvent transformer un actif productif en un passif financier.

La seconde vie des vieux gisements : comment les technologies du schiste relancent la production conventionnelle

Ironiquement, les technologies sophistiquées développées pour rendre le non-conventionnel viable sont en train de donner une seconde vie à des gisements conventionnels matures. Le forage horizontal multi-étages et la fracturation de précision, conçus pour libérer le gaz et le pétrole piégés dans la roche de schiste, sont désormais appliqués pour optimiser l’extraction dans des champs vieillissants. Cette hybridation technologique brouille les lignes et crée de nouvelles opportunités d’investissement.

Le champ de Pembina Cardium en Alberta, l’un des plus grands gisements de pétrole conventionnel du Canada, en est un exemple emblématique. Après des décennies de production via des puits verticaux traditionnels, la production était en déclin naturel. Cependant, l’application des techniques de forage horizontal a permis d’accéder à des poches de pétrole auparavant considérées comme non économiques, piégées dans des couches moins perméables du réservoir. Cette revitalisation prolonge la durée de vie productive de l’actif et maximise la récupération des réserves, améliorant ainsi considérablement le retour sur le capital investi.

Cette tendance est confirmée par des acteurs du secteur qui voient un potentiel de redéveloppement significatif. Comme l’illustre la transformation du champ de Pembina Cardium :

Les technologies de forage horizontal multi-étages, initialement développées pour le schiste, transforment maintenant les champs conventionnels matures comme Pembina Cardium en Alberta. Ces techniques permettent d’accéder à des zones auparavant non rentables, prolongeant la vie productive de gisements vieillissants tout en optimisant le retour sur capital pour les producteurs.

Pour les investisseurs, cette convergence technologique représente une stratégie intéressante. Elle combine la stabilité et la prévisibilité des infrastructures conventionnelles existantes avec l’efficacité d’extraction des nouvelles technologies, créant un profil de risque/rendement potentiellement plus attractif que le forage en terrain vierge, qu’il soit conventionnel ou non.

Cela démontre que l’innovation n’est pas à sens unique ; les leçons tirées du non-conventionnel renforcent aujourd’hui la résilience du secteur conventionnel.

Un gisement, une méthode : pourquoi on ne fore pas le pétrole comme on extrait le gaz de schiste

Au cœur de la distinction entre conventionnel et non-conventionnel se trouve une propriété physique fondamentale de la roche-réservoir : la perméabilité. C’est la capacité de la roche à laisser les fluides (pétrole, gaz) circuler à travers ses pores. Cette différence dicte entièrement la méthode d’extraction, l’infrastructure nécessaire et, en fin de compte, le modèle économique. Un réservoir conventionnel est une roche poreuse et perméable, comme une éponge, où le pétrole et le gaz ont migré naturellement et se sont accumulés dans un piège géologique. Un simple forage vertical suffit souvent pour que la pression naturelle fasse remonter les hydrocarbures.

Un réservoir non-conventionnel, comme une formation de schiste, est tout le contraire. Il s’agit de la roche-mère elle-même, une roche très peu perméable. Le gaz et le pétrole y sont bien présents, mais piégés dans des pores microscopiques et déconnectés. Comme le formule la Régie de l’énergie du Canada, la différence est une question d’échelle :

La perméabilité d’un réservoir conventionnel se mesure en millidarcys, comme une éponge, tandis que celle d’une roche-mère de schiste se mesure en nanodarcys, comme du béton.

– Régie de l’énergie du Canada, Rapport sur les ressources non conventionnelles de l’Alberta

Pour extraire ces ressources piégées, il faut créer une perméabilité artificielle. C’est le rôle du forage horizontal, qui maximise le contact avec la couche de roche, et de la fracturation hydraulique multi-étages, qui injecte un fluide sous haute pression pour créer un réseau de micro-fissures permettant aux hydrocarbures de s’écouler vers le puits. Chaque type de ressource non-conventionnelle au Canada requiert une approche spécifique, comme le montre le tableau suivant.

En définitive, l’analyste doit comprendre que le coût et la complexité d’un projet ne découlent pas de la ressource elle-même, mais de la technologie nécessaire pour « casser » la roche qui la retient prisonnière.

Pourquoi le bitume des sables de l’Athabasca est-il si difficile à extraire ?

Les sables bitumineux de l’Athabasca représentent la plus grande ressource de pétrole non-conventionnel du Canada, mais aussi l’une des plus complexes à exploiter. La difficulté principale ne vient pas de la profondeur ou de la géologie, mais de la nature même du produit : le bitume. Contrairement au pétrole brut conventionnel qui est liquide, le bitume à l’état naturel a une consistance semi-solide. Sa viscosité est extrême, avec une viscosité supérieure à 1 000 000 centipoises (cP), soit la consistance de beurre de cacahuète froid. Il ne peut donc pas s’écouler naturellement vers un puits de forage.

Cette viscosité impose deux méthodes d’extraction radicalement différentes et coûteuses. Pour les gisements proches de la surface (environ 20% des réserves), on utilise une extraction minière à ciel ouvert. D’immenses pelles mécaniques extraient des tonnes de sable qui sont ensuite transportées vers une usine pour être mélangées à de l’eau chaude afin de séparer le bitume. Pour les gisements plus profonds (80% des réserves), la méthode privilégiée est le drainage par gravité assisté par vapeur (SAGD). Deux puits horizontaux sont forés l’un au-dessus de l’autre. De la vapeur est injectée dans le puits supérieur pour chauffer le bitume, le fluidifier et lui permettre de s’écouler par gravité vers le puits inférieur, d’où il est pompé.

Le climat extrême de l’Alberta ajoute une couche de complexité économique. L’un des plus grands défis pour les opérateurs comme L’Impériale sur sa mine de Kearl est de gérer les opérations durant des hivers où la température atteint -30°C. La production de vapeur pour le SAGD devient alors encore plus énergivore et coûteuse. De plus, la gestion des immenses bassins de résidus issus du processus d’extraction est un passif financier et environnemental majeur. La conformité à des réglementations strictes, comme la Directive 85 de l’Alberta Energy Regulator, représente un coût qui s’étend sur des décennies, bien après la fin de la vie productive de la mine.

En conclusion, la rentabilité de l’or noir canadien dépend moins du prix du pétrole que de l’efficacité à gérer l’énergie, l’eau et les contraintes environnementales liées à sa substance unique.

Au-delà de la technique : piloter l’extraction comme un portefeuille d’actifs stratégiques

En synthétisant ces distinctions, il devient clair que la gestion d’un portefeuille d’actifs énergétiques au Canada ne peut plus se contenter d’une approche monolithique. L’opposition entre conventionnel et non-conventionnel n’est pas une simple divergence technique, mais un choix stratégique fondamental en matière d’allocation de capital, de gestion de risque et d’horizon de placement. L’analyste moderne doit évaluer chaque projet non pas comme un puits isolé, but comme une unité d’affaires avec son propre profil économique.

Les actifs conventionnels, avec leur faible risque opérationnel et leur longue durée de vie, agissent comme des obligations à long terme dans un portefeuille : ils fournissent des flux de trésorerie stables et prévisibles. Les actifs non-conventionnels, quant à eux, ressemblent davantage à une usine dont la production doit être constamment alimentée par de nouveaux investissements. Leur valeur réside dans la répétabilité des processus, l’optimisation des coûts et la capacité à s’adapter rapidement aux fluctuations des prix. La courbe d’apprentissage technologique et l’efficacité logistique deviennent les principaux moteurs de création de valeur.

La décision d’investir dans un projet de gaz de schiste dans la formation de Montney ou dans une extension de sables bitumineux à Athabasca ne repose donc plus sur la seule perspective d’une hausse des prix de l’énergie. Elle dépend de la confiance dans la capacité de l’opérateur à maîtriser son « tapis roulant de forage », à optimiser sa chaîne d’approvisionnement et à gérer des passifs environnementaux de plus en plus coûteux. La distinction change véritablement toutes les règles du jeu.

Pour évaluer la viabilité à long terme de vos investissements dans le secteur, l’étape suivante consiste à intégrer ces différents profils de risque et de rentabilité dans vos modèles financiers pour quantifier leur impact sur la valeur actuelle nette de chaque projet.