La demande de pétrole pourrait culminer d’ici 2030, le pétrole étanche américain pourrait devenir une source majeure de gaz de schiste brut et à faible coût en provenance des États-Unis, ce qui perturbera probablement les flux commerciaux mondiaux.
La production solaire et éolienne pourrait tripler d’ici 2030, mais représenterait encore moins de 20% de la production mondiale d’électricité.
Les normes d’économie de carburant auront un effet beaucoup plus important sur la demande de pétrole que les véhicules électriques (VE), agence web mais la demande de combustibles fossiles continuera d’augmenter.
Ce sont là quelques-uns des résultats plausibles identifiés dans la troisième et la plus récente étude de Bain & Company sur l’économie intégrée des marchés de l’énergie – en particulier le pétrole, le gaz, le charbon et les énergies renouvelables. (Voir l’encadré, Contexte et méthodologie, ”pour le contexte de cet effort de recherche en cours.) Nous effectuons périodiquement cette recherche afin de comprendre les perturbations en cours, de développer une gamme de résultats possibles et d’aider nos clients à élaborer des scénarios qui leur permettent de gérer leurs entreprises en période d’incertitude et de turbulences sans précédent.
Dans l’étude de cette année, nous avons combiné une analyse descendante des tendances, y compris les niveaux de production de l’OPEP et les coûts d’investissement pour l’énergie solaire, avec une analyse ascendante qui examine des facteurs tels que les coûts d’équilibre et les substitutions de carburant, pour arriver à un large spectre. de possibilités réalistes pour les marchés de l’énergie. À partir de ces derniers, nous avons élaboré trois grands scénarios qui, ensemble, couvrent la plupart de ces résultats potentiels.
La surabondance du pétrole et du gaz, dans laquelle le pétrole et le gaz sont abondants et bon marché;
Transformation verte, dans laquelle les progrès technologiques agressifs et les changements de politique accélèrent l’adoption des énergies renouvelables; et
Market Montage, un scénario qui suppose un milieu de gamme sur les perturbations et les résultats potentiels.
Bien sûr, personne ne peut déterminer définitivement l’avenir des marchés – et nous n’essayons pas de le faire. Nous identifions plutôt les résultats probables qui peuvent être utiles aux cadres dans leur analyse de scénario, ce que nous croyons être l’outil fondamental de la planification stratégique dans l’incertitude. Nous n’attribuons une plus grande probabilité à aucun de nos scénarios; cela va à l’encontre de l’objectif principal de l’analyse de scénarios, qui est de tester la robustesse d’une stratégie par rapport à de multiples résultats plausibles.
Dans le cadre du processus de définition de ces scénarios, notre recherche a identifié 12 tendances susceptibles de perturber le paysage énergétique, décrites en détail ci-dessous. Nous avons ensuite identifié certaines des idées les plus convaincantes révélées dans notre recherche, qui décrivent ensemble l’éventail des possibilités que nos scénarios abordent. Enfin, notre analyse de ces scénarios, ainsi que nos conversations avec les dirigeants de l’industrie, suggèrent trois impératifs pour la gestion de l’énergie en cette ère d’incertitude:
Planifiez l’incertitude avec des scénarios
Combinez l’analyse descendante et ascendante pour générer efficacement des informations exécutables
Réorganiser les modèles commerciaux comme des armes compétitives
Douze tendances pourraient perturber le paysage énergétique d’ici 2030
Les perturbations de demain sont ancrées dans les tendances d’aujourd’hui. Pour comprendre quelles sont les plus susceptibles de perturber le futur paysage énergétique, nous avons analysé des dizaines de tendances, identifiant des fourchettes plausibles pour les variables clés. Douze ont émergé qui pourraient perturber de manière crédible le paysage énergétique d’ici 2030 – quatre dans l’approvisionnement en pétrole et en gaz, quatre dans les énergies renouvelables et quatre dans les transports. 1
Dans l’approvisionnement en pétrole et en gaz, quatre tendances concernent l’OPEP, le pétrole étanche et le gaz de schiste et le marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL).
Production de l’OPEP. Le marché mondial du pétrole est très sensible au volume de la production de l’OPEP en raison de son impact sur la forme de la courbe d’offre. Plus l’OPEP produit, plus la courbe d’offre est plate et plus la pression à la baisse sur les prix est forte. Les prévisions jusqu’en 2030 pour la production de l’OPEP vont de moins de 40 millions de barils de pétrole par jour (Mbbl / j), ce qui ne représente aucune croissance, à plus de 50 Mbbl / j. (Lorsque nous disons pétrole, «nous entendons tous les liquides pétroliers, y compris le pétrole brut, les condensats de location, les gains de raffinerie et les liquides de gaz naturel.) Cette gamme a un impact dramatique sur la compétitivité du pétrole par rapport aux autres combustibles primaires, ainsi que sur la compétitivité de différentes sources de pétrole par rapport à l’OPEP. Cependant, le but de l’analyse de scénarios n’est pas de déterminer le résultat le plus probable, mais d’identifier les variables importantes et incertaines autour desquelles construire des scénarios. Aux fins de cet exercice, tout point le long du spectre des volumes plausibles de l’OPEP est également probable. Nous avons basé notre évaluation sur les deux points finaux indiqués ci-dessus et un point médian.
Production pétrolière étanche aux États-Unis. Personne ne doute que le pétrole étanche américain a changé la donne, en grande partie en raison des baisses remarquables des coûts à mesure que les producteurs descendaient la courbe d’expérience (voir la figure 1). Pourtant, malgré le schéma prévisible de ces réductions, un scepticisme sain demeure quant à la trajectoire future des coûts d’équilibre du pétrole serrés. Les sceptiques croient que divers facteurs responsables des récentes baisses ont été épuisés (comme pour les notes élevées) ou sont sur le point de s’inverser (comme pour les coûts de service). Cependant, la courbe e tient compte de ces facteurs. Les coûts d’équilibre continueront de diminuer chaque année, bien que ces diminutions ralentiront progressivement. En raison du doute généralisé quant à la fiabilité de la courbe électronique en tant qu’outil de prévision, et conformément à notre principe directeur selon lequel l’analyse de scénario est censée explorer l’impact de variables matérielles et incertaines, nous avons choisi deux paramètres pour la courbe électronique : allumé et éteint. La poursuite ou la réduction de cette tendance aux États-Unis – et l’applicabilité en dehors des États-Unis – modifie considérablement la compétitivité et le volume du pétrole de resserrement et donc le prix de compensation mondial.
Production américaine de gaz de schiste. Les arguments avancés pour le pétrole étanche américain s’appliquent également au gaz de schiste américain. Par conséquent, nous avons choisi les deux mêmes paramètres pour la courbe électronique du gaz de schiste américain: on et off.
Exportations américaines de GNL. Contrairement au pétrole, qui est une marchandise mondiale (les coûts de transport ne sont pas prohibitifs pour les mouvements mondiaux), le gaz naturel est resté principalement un produit régional. Cependant, cela commence à changer. À mesure que l’industrie acquiert plus d’expérience avec le GNL dans des sociétés pétrolières et gazières intégrées et indépendantes, de nouvelles opportunités commerciales (telles que l’élargissement du canal de Panama) et des options de regazéification interconnectées et à moindre coût, le gaz naturel est de plus en plus transporté à travers le monde. Dans un scénario où les États-Unis disposent en abondance de gaz naturel à bas prix, d’un coût au débarquement compétitif du GNL américain et de plans pour des développements de GNL de premier plan au monde, les États-Unis pourraient être catapultés pour devenir l’un des principaux exportateurs de GNL. Les prévisions pour les exportations américaines de GNL vont de moins de 6 milliards de pieds cubes par jour (milliards de pieds cubes) à plus de 20 milliards de pieds cubes par jour.
Quatre tendances de la production d’énergie renouvelable, en particulier l’énergie éolienne et solaire, sont également des perturbateurs probables.
Courbes d’expérience éolienne et solaire. La baisse des coûts d’investissement rend l’éolien et le solaire plus compétitifs par rapport au charbon et au gaz naturel. Comme pour le pétrole et le gaz de schiste étanches, les taux de déclin suivent un modèle prévisible basé sur l’expérience mondiale, car il n’y a pas d’obstacles régionaux significatifs à la circulation de ces technologies. Nous avons analysé la concurrence inter-combustibles pour éclairer nos modèles de progression vers le bas de la courbe électronique et nos prévisions pour les coûts actualisés de l’électricité.
Régulation du carbone. L’action climatique internationale convenue lors de la réunion de la COP21 à Paris en décembre 2015 représente une perturbation majeure des marchés de la production d’électricité. Les engagements mondiaux à la COP21 sont susceptibles d’accélérer la transition loin des énergies fossiles. Mais que ces engagements soient tenus comme prévu, assouplis ou rendus plus agressifs (les trois paramètres que nous avons choisi de capter dans nos scénarios) affectera de manière significative la substitution des énergies renouvelables aux énergies fossiles.
Stratégies de réseau intelligent. La production d’énergie solaire et éolienne est en hausse. Cependant, pour que les énergies renouvelables représentent plus de 25% de la capacité de production d’électricité dans une zone donnée, les services publics doivent adopter des technologies de réseau intelligent qui atténuent la nature intermittente de l’énergie éolienne et solaire. Ces stratégies, qui incluent le stockage à grande échelle et la gestion de la demande et une plus grande efficacité énergétique, sont déployées dans le monde entier à des degrés divers. Le succès de ces déploiements pourrait faire progresser ou freiner la pénétration des énergies renouvelables (voir Figure 2). Compte tenu des défis et des objectifs en matière d’énergies renouvelables, nous estimons que la moyenne mondiale de l’état de préparation du réseau permettra à l’éolien et au solaire de répondre de 10% à 17% de la demande mondiale d’électricité d’ici 2030, augmentant ainsi la part totale des énergies renouvelables dans la production d’électricité (y compris l’hydroélectricité, géothermie, marémotrice et bioénergie) de 30% à 43%.
Stockage de la batterie. Le stockage est l’une des stratégies de réseau intelligent les plus importantes, allant de durées ultra-courtes (aussi peu qu’une minute) à des durées intra-journalières et sur plusieurs jours. La technologie des batteries est de loin le pionnier de la création de nouvelles technologies de stockage. L’hydroélectricité à accumulation par pompage représente aujourd’hui 95% de la capacité de stockage, mais la technologie des batteries peut être déployée pratiquement n’importe où, et son développement technologique est accéléré par le développement des voitures électriques. Le stockage de batteries lithium-ion à l’échelle des services publics pourrait remplacer les turbines de pointe pour les applications intrajournalières, mais le degré et la vitesse dépendront du fait que les coûts continuent de baisser aussi rapidement que ces dernières années (voir figure 3). La compétitivité de la technologie des batteries pour les applications à long terme est probablement plus éloignée ou nécessitera une technologie de batterie de nouvelle génération. D’autres technologies de batteries existent, mais elles sont trop naissantes et spéculatives pour être incluses dans ces scénarios. 2
Les quatre dernières perturbations potentielles influencent le paysage énergétique à travers la demande de liquides pétroliers dans le secteur des transports.
Véhicules électriques. Les véhicules électriques pourraient coûter le même prix que les véhicules à moteur à combustion interne (ICE) entre 2022 et 2027, selon la technologie de batterie à courbe e qui suit (voir à nouveau la figure 3). Les consommateurs seront plus susceptibles d’acheter des véhicules électriques une fois qu’ils auront atteint ce point de basculement au cours de la prochaine décennie, ce qui stimulera la transition vers un parc de véhicules plus électriques. Les courbes d’adoption pour d’autres technologies modernes suggèrent que les ventes de véhicules électriques pourraient atteindre 50% d’ici 2030. Pour nos scénarios, nous avons considéré trois points le long du spectre: 25%, 35% et 50% des ventes mondiales de voitures neuves en 2030.
Économie de carburant des véhicules légers (LDV). La plupart des grands marchés LDV ont introduit des normes strictes d’économie de carburant moyenne pour les voitures neuves allant de 49 miles par gallon (mpg) à 65 mi / gal d’ici 2020 à 2025. Que ces normes soient assouplies ou rendues plus agressives définira l’impact sur la demande totale de pétrole. Pour cette étude, nous avons choisi la fourchette de 48 mpg à 61 mpg pour les moyennes mondiales des voitures neuves en 2030, ce qui est conforme aux projections des tiers.
Avitaillement maritime. Les politiques d’émissions mondiales (telles que les règles de l’ONU sur le dioxyde de soufre et la surveillance du CO2 de l’UE) associées au gaz naturel à bas prix et à la construction d’infrastructures de GNL conduiront à ce que le gaz naturel remplace de plus en plus le pétrole dans les soutes marines, car il est moins cher que la modernisation existante est livré avec des épurateurs ou passe au diesel. Les estimations de la pénétration du gaz naturel sur ce marché vaste et en croissance vont de 10% à 30% d’ici 2030.
Biocarburants aéronautiques. Le sous-secteur de l’aviation a peu d’alternatives au carburéacteur. Les biocarburants sont le seul substitut connu, mais les coûts relatifs élevés rendent la viabilité économique incertaine. Cependant, dans un effort pour rendre l’aviation plus verte, «certains exploitants d’aéronefs s’associent à des fabricants de biocarburants pour l’aviation, et nous pourrions assister à un déploiement à grande échelle d’ici 2030, réduisant encore la demande de liquides pétroliers. Les estimations de la pénétration des biocarburants sur ce marché vont de 2% (ce qui représente peu de changement) à 15%.
Jorge Leis, chef de la division Pétrole et gaz de Bain dans les Amériques, partage trois impératifs stratégiques pour se préparer à l’environnement concurrentiel de demain.
Trois scénarios capturent les tendances les plus importantes
Sur la base de ces 12 tendances, nous avons identifié un large éventail de scénarios possibles à l’horizon 2030. Comme indiqué ci-dessus, ces trois éléments capturent les tendances les plus importantes qui façonnent le paysage énergétique:
La surabondance du pétrole et du gaz, dans laquelle le pétrole et le gaz sont abondants et bon marché;
Transformation verte, dans laquelle les progrès technologiques agressifs et les changements de politique accélèrent la pénétration des énergies renouvelables; et
Market Montage, un scénario qui suppose un milieu de gamme sur les perturbations et les résultats potentiels.
Nous adoptons une approche économique résolument rationnelle pour arriver à la conclusion que trois scénarios suffisent. Par exemple, une production abondante et à faible coût de pétrole et de gaz à partir de l’OPEP et du pétrole étanche américain entraînerait probablement une baisse des prix et générerait donc une forte demande de liquides pétroliers. Dans ces conditions, les coûts économiques de politiques d’énergies renouvelables plus agressives (sous la forme de subventions explicites ou implicites) iraient à l’encontre d’une législation carbone plus stricte – et cela pourrait entraîner un léger assouplissement des engagements de la COP21. De cette manière, les variables qui renforcent l’approvisionnement en pétrole et en gaz à faible coût sont en corrélation avec des variables qui renforcent la demande de pétrole et de gaz et atténuent ensemble l’adoption d’énergies renouvelables. De même, les politiques d’énergies renouvelables les plus agressives sont jugées les plus probables dans un environnement de pétrole et de gaz moins abondant, d’énergie éolienne et solaire plus compétitive, de réductions plus marquées des coûts des batteries et d’une adoption accélérée des véhicules électriques. Ainsi, les variables qui accélèrent l’adoption des énergies renouvelables sont en corrélation avec les avancées technologiques les plus agressives en matière d’énergies renouvelables et les politiques pro-renouvelables, affaiblissant la demande de combustibles fossiles.
Les 10 meilleures informations décrivent un secteur en évolution
L’application de ces entrées aux trois scénarios selon cette logique produit une large gamme de sorties avec des résultats sensiblement différents (voir Figure 4).
Des différences plausibles dans les hypothèses d’efficacité énergétique peuvent affecter considérablement la demande totale d’énergie. Les scénarios produisent une fourchette de croissance estimée de la demande énergétique mondiale de 20% à 33% (voir la figure 5). Les trois scénarios étaient basés sur les mêmes prévisions macroéconomiques, de sorte qu’ils supposent le même niveau d’activité économique. Les différences dans la demande totale résultent principalement d’hypothèses différentes en matière d’efficacité énergétique (qu’elles soient fondées sur la technologie ou imposées par la loi). Ces résultats témoignent de l’impact significatif que différentes hypothèses en matière d’efficacité énergétique et de politique peuvent avoir sur la demande totale d’énergie.
La demande mondiale de combustibles fossiles augmentera, sauf avec des hypothèses agressives sur les énergies renouvelables. À l’échelle mondiale, seule la transformation verte – avec ses hypothèses agressives en faveur des énergies renouvelables telles que le blocage des réductions du seuil de rentabilité du pétrole, les percées technologiques pour l’éolien et le solaire et des réglementations plus strictes en matière de climat et d’efficacité – est sur le point de contenir l’utilisation des combustibles fossiles (voir Figure 5 à nouveau). Mais cela varie selon les pays; aux États-Unis, par exemple, la demande de combustibles fossiles diminue à la fois dans Green Transformation et Market Montage.
La croissance de la demande mondiale de pétrole augmente jusqu’en 2030, sauf avec des hypothèses agressives en faveur des énergies renouvelables. Nos recherches confirment que la possibilité d’un pic pétrolier peut être soutenue par les fondamentaux de l’offre et de la demande, mais nécessite les hypothèses agressives faites dans Green Transformation. Cependant, une fois la demande de pointe atteinte, la baisse pourrait être assez rapide (voir la figure 6). Nous pouvons traduire ces résultats en croissance nette par source ou par bassin pour la production mondiale et américaine afin de refléter la valeur intrinsèque relative des différents jeux dans différents scénarios (voir la figure 7).
Les normes d’économie de carburant pourraient avoir le plus grand impact sur la demande mondiale de pétrole, environ quatre fois celui des véhicules électriques (voir la figure 8). La lenteur de la rotation du parc total de véhicules, qui prend environ 15 ans, atténue l’effet des VE sur la demande de pétrole. Dans le cas le plus agressif, la transformation verte, dans laquelle 50% des ventes de voitures neuves en 2030 sont des véhicules électriques, les véhicules électriques ne déplacent que 3 Mb / j de pétrole. Paradoxalement, des normes d’économie de carburant plus strictes atténueraient davantage l’impact des véhicules électriques sur la demande de pétrole.
La destruction de la demande par une plus grande efficacité énergétique et la substitution des énergies renouvelables a à peu près le même effet sur les prix du pétrole et du gaz qu’une offre abondante et à faible coût. Dans la surabondance du pétrole et du gaz, une courbe d’offre plus plate soutient une augmentation substantielle de la demande tout en maintenant le prix de compensation sous contrôle. Dans la transformation verte, la destruction de la demande éloigne les sources de pétrole à coût élevé de la courbe de l’offre, réduisant ainsi le prix de compensation mondial (voir la figure 9). L’écart d’environ 10 $ dans les prix de compensation pour ces scénarios se ferme à seulement 3 $ si nous supposons que les coûts d’équilibre suivent la courbe en e dans Transformation verte. L’application de la courbe électronique à Market Montage abaisse le prix de compensation de 100 $ le baril à environ 75 $. Donc, si vous souscrivez à la théorie de la courbe électronique, les trois scénarios pour les prix du pétrole se situent dans une fourchette étroite de 69 $ à 75 $ le baril dans un avenir prévisible.
La demande des industriels pourrait être le principal moteur d’une croissance robuste de la production mondiale de gaz naturel. Dans les trois scénarios, environ 60% de la croissance supplémentaire du gaz naturel ira à des utilisations industrielles. Environ 55% de la demande industrielle concerne le chauffage et l’électricité. Les 45% restants comprennent la transformation de l’énergie primaire en énergie consommable par les secteurs d’utilisation finale et les pertes associées à ces conversions (par exemple, raffinage du pétrole et liquéfaction de gaz); l’énergie utilisée dans l’extraction d’autres combustibles (comme l’extraction du charbon ou l’extraction de pétrole et de gaz); les utilisations non énergétiques telles que les matières premières, les lubrifiants et l’asphalte; et l’énergie utilisée dans l’agriculture.
La demande de gaz naturel dans le secteur de la production d’électricité restera probablement assez stable. Ce résultat masque le rôle que joue le gaz naturel dans de nombreux endroits comme combustible de pont. » À l’échelle mondiale, la production d’électricité passera du charbon aux énergies renouvelables, mais les détails sont beaucoup plus nuancés. Dans certains pays, comme l’Arabie saoudite, la plupart des nouvelles générations sont alimentées au gaz naturel; dans d’autres, comme l’Inde, le charbon est la principale source d’approvisionnement. À l’échelle mondiale, presque autant de substituts du gaz naturel au charbon que les énergies renouvelables remplacent le gaz naturel. Les États-Unis sont un microcosme de cette dynamique à travers ses régions (voir Figure 10). En raison de la progression dans le temps des coûts relatifs – qui sont influencés non seulement par les courbes électroniques et la politique, mais aussi par la disponibilité des ressources et les modèles climatiques – les régions des États-Unis passeraient généralement du charbon au gaz naturel, puis du gaz naturel aux énergies renouvelables.
La production solaire et éolienne pourrait tripler, mais représenter tout de même moins de 20% de l’énergie mondiale. Cela est dû à la base de départ relativement petite, mais aussi à l’accès au charbon bon marché dans les économies en développement comme l’Inde, où la demande d’électricité augmente rapidement.
Le pétrole étanche américain pourrait être transformé en un producteur de pétrole brut de premier plan. La prévision haut de gamme pour la production de pétrole de resserrement américain (qui comprend le pétrole brut, les condensats de location et les liquides de gaz naturel) est de près de 17 Mb / j. Une fois de plus, nous devons ce résultat potentiel aux effets de courbe électronique, qui élargissent le volume des gisements pétroliers étroits de niveau 1 et 2 et rendent les jeux de niveau 3 et 4 économiques (voir à nouveau la figure 9). Aujourd’hui, seuls les deux niveaux les moins chers sont dans l’argent. »
La croissance du gaz de schiste américain à faible coût est susceptible de perturber les flux commerciaux mondiaux. La forte demande de gaz naturel de la part des industriels, ainsi que la demande croissante de gaz naturel dans les transports et la production d’électricité, modifient le marché du GNL et libèrent du GNL américain à grande échelle pour perturber les flux internationaux du début au milieu des années 2020. Les exportations américaines brutes devraient totaliser jusqu’à 28 milliards de pieds cubes, soit des exportations de GNL de 19 milliards de pieds cubes et des exportations de gazoduc vers le Mexique de 9 milliards de pieds cubes. Ces volumes sont rendus possibles par des degrés élevés mais plausibles d’achèvement et d’utilisation de projets de liquéfaction de GNL approuvés et proposés et d’infrastructures reliant les États-Unis au Canada et au Mexique.
Trois impératifs stratégiques pour la gestion de l’énergie
Le futur paysage énergétique sera défini par une incertitude sans précédent, des turbulences industrielles et une fragmentation du marché. Chacun de ces attributs comporte un impératif stratégique pour les participants de l’industrie.
Prévoyez l’incertitude avec des scénarios. L’analyse de scénario est l’outil fondamental de la planification stratégique dans l’incertitude. Cependant, les avantages de ce type d’analyse ne résident pas dans l’attribution de probabilités à chaque scénario, mais dans le test de la robustesse d’une stratégie par rapport à chaque scénario. (Pour en savoir plus, voir le Bref Bain sur ce que le récent choc pétrolier enseigne sur la gestion de l’incertitude ») En conséquence, nous ne considérons aucun de nos scénarios comme un cas de base autour duquel on devrait optimiser une stratégie. La conversion d’un ensemble de scénarios en une prévision moyenne pondérée ou à probabilité maximale va à l’encontre de l’objectif principal de l’analyse de scénario: tester la robustesse de votre stratégie par rapport à plusieurs résultats plausibles. Pour illustrer ce point, imaginez une société d’exploration et de production (E&P) attribuant des probabilités de 20% à la surabondance pétrolière et gazière et à la transformation verte et de 60% à Market Montage. Le prix de compensation moyen pondéré qui en résulterait serait de 90 $ le baril. Tester la robustesse d’un portefeuille optimisé pour 90 $ le baril par rapport à l’ensemble des scénarios plausibles révèle l’erreur de cette logique.
Combinez l’analyse descendante et ascendante pour générer efficacement des informations exécutables. Le futur paysage énergétique sera défini par un patchwork de combinaisons de carburants gagnantes liées aux substitutions intra-combustibles et inter-combustibles. L’impact global sur la demande totale et le mélange de carburant sera visible et utile à prévoir et à suivre, mais les batailles concurrentielles se dérouleront à une échelle beaucoup plus localisée, car l’économie fondamentale du carburant entraînée par les courbes électroniques respectives interagit au fil du temps avec les ressources spécifiques à l’emplacement. disponibilité, réglementations et modèles climatiques. La mosaïque de possibilités qui en résultera nécessitera une compréhension approfondie des dynamiques mondiales, nationales, régionales et locales pour développer des points de vue exclusifs et pour identifier où et comment influencer les résultats qui viendront d’une série de micro-batailles – des efforts concurrentiels ciblés qui nécessitent le application de ressources différentielles. Tous les participants de l’industrie devront comprendre et intégrer la dynamique mondiale dans leurs processus de planification stratégique; toutes les formes d’énergie sont de plus en plus interconnectées et influencées par les tendances et les événements mondiaux. Mais là où les acteurs de l’industrie consacrent du temps et de l’énergie à développer et à intégrer des modèles ascendants détaillés diffèrent selon le type d’acteur et l’orientation stratégique.
Par exemple, les entreprises E&P ont besoin de profils de ressources et de production pour chaque bassin au sein de leur empreinte, afin de pouvoir identifier le portefeuille d’actifs qui offre la plus grande robustesse, une gamme d’options et une valeur intrinsèque. Pour les raffineurs, les entreprises pétrochimiques et les services publics, la disponibilité régionale et les écarts de prix des carburants et des matières premières concurrents auront un impact sur la compétitivité de divers actifs et sur la prochaine vague de grands projets d’immobilisations. Pour les entreprises de GNL, les fournisseurs et les acheteurs cherchent à exploiter les avantages du gaz naturel local au fil du temps. Et pour les fabricants et les investisseurs dans de nouveaux produits tels que les véhicules électriques et le stockage à grande échelle, les modèles locaux de marchés cibles sont essentiels pour affiner les prévisions descendantes, rediriger les capitaux et guider le développement commercial.
Réorganiser les modèles commerciaux comme des armes compétitives. Quel que soit le scénario qui capture le mieux la trajectoire future de l’industrie énergétique, les années 2020 seront une décennie de transition. Cette transition entraînera de nombreuses turbulences et la nécessité de réagir rapidement aux événements en développement. Les périodes de turbulence invitent de nouveaux entrants et des modèles commerciaux qui perturbent davantage l’industrie, comme en témoigne l’évolution des produits non conventionnels nord-américains. Les acteurs existants introduisent rarement ces modèles économiques disruptifs. Les opérateurs historiques devraient commencer à développer des compétences d’innovation et des processus Agiles pour affiner leurs modèles commerciaux pour un environnement concurrentiel fondamentalement différent à l’avenir.
L’endroit et la manière dont les entreprises choisissent de participer au marché de l’énergie seront essentiels à leur succès à long terme. Les responsables de l’énergie devraient poser des questions qui incluent:
Quelle est mon ambition à long terme? Un jeu non conventionnel américain ciblé créera-t-il de la valeur à long terme, ou une société énergétique intégrée est-elle une option plus viable? Le jeu ciblé vous donne-t-il suffisamment d’échelle et la société énergétique intégrée peut-elle vous donner suffisamment de concentration et d’expertise locale pour gagner ces micro batailles?
Où dois-je placer mes paris pour augmenter l’échelle, créer des options et atténuer les risques? Ai-je les bons outils de planification pour explorer les compromis?
Comment dois-je concourir? Ai-je le bon modèle commercial pour réussir? Mon modèle commercial me permet-il de gagner une série de micro-batailles en tirant parti des connaissances mondiales, nationales, régionales et locales?
La stratégie est un plan et un ensemble d’actions pour obtenir, maintenir et exploiter un avantage concurrentiel. Après près de trois ans de concentration intense sur la réduction des coûts, l’efficacité opérationnelle et l’efficience du capital, il est temps pour les dirigeants de l’industrie de se consacrer aux questions stratégiques qui définiront leur succès futur.
Contexte et méthodologie
Ceci est le troisième d’une série de Bain Briefs qui traite du sujet de la gestion de l’incertitude dans l’industrie de l’énergie. Le premier, Au-delà de la prévision: trouvez votre avenir dans un marché énergétique incertain », publié en 2013, a développé la méthodologie d’application de l’analyse de scénario pour sonder les propositions« what if »et défini des repères et des indicateurs avancés pour suivre les tendances et anticiper les perturbations. Nous avons adopté une vision à long terme (jusqu’en 2030) et une approche descendante (postulant des résultats censés étirer le possible afin d’étudier les effets des scénarios aux coins de notre modèle). Bien que la publication ait précédé l’effondrement des prix du pétrole de plus d’un an, nous avons pu avertir nos clients qu’un prix du pétrole inférieur à 60 $ le baril était plausible et que les prix du gaz naturel aux États-Unis pourraient se stabiliser sous les 4 $ par mille pieds cubes (mcf).
Le deuxième mémoire, Ce que le récent choc des prix du pétrole enseigne sur la gestion de l’incertitude », publié au début de 2015, présentait notre roue de planification stratégique et réaffirmait l’analyse de scénarios comme le moyen le plus efficace de gérer l’incertitude, tout en intégrant la dynamique à court terme qui a précipité le pétrole. effondrement des prix de 2014. Nous avons adopté une vision étroite et à moyen terme (pétrole brut jusqu’en 2020) et une approche ascendante (les résultats étaient fondés sur une économie de rentabilité détaillée des réservoirs et des courbes de production). Cette approche nous a permis d’aviser nos clients que malgré les indications au début de 2015, une reprise en V «n’était pas imminente et, à l’exception des événements du cygne noir», les facteurs fondamentaux de l’offre et de la demande ne favorisaient pas (et ne soutiennent toujours pas) un retour à 100 dollars par personne. -huile de barrique à moyen terme.
Les avantages de ces efforts ― et de beaucoup de travail avec les clients depuis us nous ont amenés à conclure qu’une combinaison de haut en bas et de bas en haut est le moyen le plus efficace de générer des informations exécutables à partir d’un processus de planification stratégique intégrative, basé sur des scénarios. C’est l’approche que nous adoptons dans cette tranche. L’analyse descendante nous permet de poser des affirmations générales telles qu’une augmentation de 25% de la production de l’OPEP ou une baisse de 40% des coûts d’investissement pour l’énergie solaire, et d’examiner les effets globaux sur la demande totale d’énergie et le mix énergétique. L’analyse ascendante nous permet d’examiner les substitutions intra-combustibles (substitution au sein des types de combustibles, tels que le gaz de schiste par le gaz conventionnel) sur la courbe d’approvisionnement en pétrole brut ou les substitutions inter-combustibles spécifiques à l’emplacement (substitution entre les types de combustibles) dans les régions avec différentes disponibilités de ressources, climat modèles et réglementations. Ces analyses ascendantes peuvent ensuite être utilisées pour modifier les assertions descendantes d’origine.