Une technologie verte révolutionnaire pourrait transformer l’industrie pétrolière

WAvec le WTI et le Brent avoisinant les 85 $ le baril, l’OPEP+ refusant d’augmenter la production et le patch de schiste américain apaisant les actionnaires avec une discipline extrême, les sables bitumineux du monde pourraient commencer à devenir plus attrayants.

À l’exception de deux problèmes graves : ils sont coûteux à extraire et beaucoup trop sales pour être pris en compte alors que la pression monte pour lutter contre le changement climatique.

Mais une entreprise de haute technologie entreprenante a mis au point un moyen breveté d’extraire les sables bitumineux sans laisser d’empreinte environnementale pour un prix moyen de 25 $/baril. Ils ont déjà commencé à le faire dans l’Utah, et le succès de la nouvelle technologie a récemment conduit à une offre publique d’achat hostile.

Énergie Petroteq Inc (OTCMKTS : PQEFF), la société à l’origine de la nouvelle technologie des sables bitumineux propres, a reçu une offre de rachat non sollicitée de Viston United Swiss AG pour 0,74 $ CA par action, un chiffre qui représente une prime de près de 280 % par rapport au cours des actions juste avant l’offre publique d’achat.

Depuis l’offre publique d’achat de 500 millions de dollars, les actions de Petroteq ont connu un volume élevé de transactions, le cours des actions ayant presque doublé.

L’offre publique d’achat hostile concerne CORT, la « technologie de récupération du pétrole propre » exclusive de Petroteq pour transformer les sables bitumineux bloqués en une source viable de pétrole brut de haute qualité tout en atténuant la contamination des sols.

Comment CORT pourrait changer les sables bitumineux pour toujours

Petroteq est avant tout une entreprise d’assainissement et CORT est une technologie révolutionnaire.

Une partie de l’attraction est la polyvalence de CORT. Il peut être appliqué sur des dépôts humides d’huile aussi facilement qu’il peut être appliqué sur des dépôts humides d’eau. Dans les deux cas, il s’est avéré qu’il produisait du pétrole de haute qualité et du sable propre. À l’heure actuelle, le CORT est utilisé pour l’extraction des sables bitumineux, mais il peut également être utilisé pour l’assainissement d’autres ressources naturelles.

Avec le changement climatique et l’énergie propre au centre des préoccupations dans toutes les industries en ce moment, CORT passe assez rapidement sous les projecteurs, comme l’indique clairement l’offre publique d’achat hostile.

Dirigé par RG Bailey, un ingénieur chimiste qui a été pendant cinq ans président d’Exxon dans la région du golfe Persique, CORT permet d’extraire le pétrole des sables bitumineux sans utiliser d’eau. Cela signifie qu’il n’y a pas d’eaux usées ni d’étangs de fuite toxiques, qui ont tous deux constitué de graves obstacles environnementaux pour les sables bitumineux. CORT fonctionne comme un système en boucle fermée, récupérant plus de 95 % des solvants qu’il utilise pour l’extraction et les recycle. Les 5% restants restent dans l’huile extraite.

Petroteq est avant tout une entreprise respectueuse de l’environnement avec une technologie sous-jacente qui correspond au climat d’investissement ESG d’aujourd’hui.

Une fois que le minerai est lavé du pétrole avec la technologie CORT, le sable a été assaini et il devient un sol écologiquement propre. Et la terre elle-même est alors viable pour une utilisation plutôt que transformée en un étang de fuite toxique. Le sable peut rester ou il peut être déplacé et vendu pour générer des revenus supplémentaires.

Et CORT n’est pas une technologie spéculative ; c’est déjà prouvé et déjà opérationnel.

La pandémie de COVID-19 n’a pas empêché Petroteq d’avancer, malgré des difficultés jusqu’en 2020 pour l’ensemble de l’industrie pétrolière et gazière.

Pendant ce temps, Petroteq a achevé la construction d’une usine d’extraction de pétrole de 500/b/j à Asphalt Ridge dans l’Utah, un État américain dont les ressources sont estimées à 32 milliards de barils de pétrole en place composé en grande partie de sables bitumineux « humides ». dépôts.

Cette usine de démonstration possède 2 500 acres sous bail et une ressource pétrolière de 87 millions de barils près de la surface. D’ici 2023, Petroteq prévoit de produire 5 000 b/j, pour passer à 10 000 b/j en 2024.

La société a déjà reçu une étude FEED (Front End Engineering Design) pour une usine d’extraction de pétrole de 5 000 b/j, ainsi qu’une évaluation technique tierce partie.

Il ne s’agit pas seulement d’une opportunité de croissance unique à cheval sur deux secteurs, l’E&P et la technologie, c’est aussi une opportunité très attractive en termes de nombre :

Le CAPEX de l’installation est estimé entre 19 000 $ et 2 000 $ par baril quotidien, avec des coûts de production en moyenne de 250 $ 30 $ par baril, selon l’échelle de production. Les marges nettes se situent entre 23 $ et 28 $ le baril.

Ces marges nettes, cependant, ont été compilées sur la base du WTI de 70 $, plutôt que du WTI beaucoup plus attrayant d’aujourd’hui, à environ 84 $.

Au-delà de l’extraction : la remédiation est profonde

Le récit ici ne concerne pas seulement l’extraction propre des sables bitumineux. La technologie de Petroteq peut également être appliquée à d’autres ressources naturelles.

Et il ne s’agit pas seulement d’une usine dans l’Utah non plus. Le potentiel de brevetage et de licence est l’essence même de l’OPA hostile.

Un brevet américain et des brevets étrangers correspondants en Russie et au Canada ont été délivrés, couvrant les principales caractéristiques de ce système et de ce processus d’extraction propre du pétrole des sables bitumineux.

Petroteq a également vendu sa première licence commerciale pour 2 millions de dollars et plus une redevance continue de 5 % à Greenfield Energy LLC.

Il existe ici une opportunité de marché très intéressante, en particulier avec le WTI qui se négocie à près de 85 $ le baril.

Les gisements de sables bitumineux du monde entier pourraient bénéficier de la technologie de Petroteq, et c’est cette opportunité qui a mené à l’offre publique d’achat non sollicitée. L’accord de licence de 2 millions de dollars avec Greenfield Energy LLC n’est probablement qu’un début : d’autres groupes possédant des ressources en sables bitumineux pourraient chercher à obtenir une licence pour la technologie ou s’engager dans un accord de coentreprise pour accéder à CORT.

Le calme avant la reprise

L’offre publique d’achat hostile sur Petroteq est un signal clair que cette entreprise méconnue est sur la bonne voie.

Sa technologie brevetée, CORT, pourrait débloquer une autre manne pétrolière américaine, mais ses applications sont beaucoup plus étendues et mondiales.

Et tout cela se produit à une époque de flambée des prix du pétrole et d’intérêt croissant des investisseurs pour des solutions propres pour l’industrie des combustibles fossiles.

Il ne s’agit pas des sables bitumineux de l’Utah, bien que l’attrait y soit clair et que la montée en puissance prévue de la production devrait attirer les investisseurs. Il s’agit d’une histoire beaucoup plus vaste sur l’octroi de licences mondiales d’une technologie révolutionnaire qui pourrait transformer les sables bitumineux de la forme de pétrole brut la plus sale et la plus chère…

Des milliards de dollars en sables bitumineux pourraient bénéficier dans le monde entier, des 100 milliards de bep du Canada à la Chine, au Venezuela et même à l’Ouest américain.

Les investisseurs ont jusqu’en février pour agir sur Petroteq avant la conclusion de l’OPA hostile.

Autres compagnies pétrolières à surveiller alors que le secteur continue de se réchauffer :

Ressources Continentales (CLR), le foreur de schiste appartenant à l’un des plus riches et des plus éminents spécialistes du schiste sauvage, Harold Hamm, a publié des chiffres solides pour le troisième trimestre qui, néanmoins, n’ont pas répondu aux attentes de Wall Street.

Continental Resources a annoncé un chiffre d’affaires de 1,34 milliard de dollars au troisième trimestre, bon pour une croissance de 93,5% en glissement annuel mais 70 millions de dollars en deçà du consensus de Wall Street. Le bénéfice net ajusté a atteint 437,2 millions de dollars, tandis que le BPA PCGR de 1,01 $ a manqué de 0,20 $.

Avec des prix du pétrole se consolidant au-dessus de 80 $ le baril, la majorité des producteurs de schiste sont solidement rentables et nombre d’entre eux retournent les liquidités excédentaires aux actionnaires sous la forme d’une augmentation des dividendes. Continental Resources a emboîté le pas en augmentant son dividende de 33% à 0,20 $, mais est également sorti des sentiers battus – la société prend enfin une participation dans le plus grand champ pétrolier d’Amérique du Nord.

Continental a annoncé son intention d’acquérir 92 000 acres nettes dans le bassin permien auprès de Pioneer Natural Resources Co. pour 3,25 milliards de dollars. La société paiera comptant pour les actifs dans le bassin du Delaware, une sous-région du massif Permien.

Énergie Devon Énergie Devon (DVN) a renvoyé son tableau de bord Q3 qui a facilement dépassé les attentes en termes de haut et de bas. Le producteur de schiste basé en Oklahoma a déclaré un chiffre d’affaires de 3,47 milliards de dollars (+224,3% en glissement annuel), 1,08 milliard de dollars de plus que le consensus, tandis que le bénéfice net de 838 millions de dollars représentait une nette amélioration par rapport à la perte de 92 millions de dollars signalée par la société pour le trimestre correspondant de l’année dernière. . Pendant ce temps, la société a déclaré un BPA Q3 GAAP de 1,24 $ contre (0,25 $), battant de 0,31 $.

La production du troisième trimestre a grimpé de 87 % en glissement annuel à 608 000 bep/jour, les dépenses de production diminuant de 1 % à 9,91 $/unité grâce aux gains d’efficacité opérationnelle et aux avantages d’une croissance de production évolutive dans le bassin du Delaware.

La société prévoit une production de 583 000 à 601 000 bep/jour au quatrième trimestre et prévoit de maintenir une production de 570 000 à 600 000 bep/jour pour l’exercice 2022, avec des dépenses en capital de 1,9 à 2,2 milliards de dollars pour ses opérations en amont.

La génération de flux de trésorerie disponibles de Devon a été multipliée par 8 par rapport au quatrième trimestre 2020 pour atteindre 1,1 milliard de dollars, tandis que le bilan s’est renforcé avec des soldes de trésorerie augmentant de 782 millions de dollars pour un total de 2,3 milliards de dollars.

ConocoPhillips (COP) a été fondée par deux pionniers du pétrole en 1917 et est depuis devenue l’une des plus grandes sociétés énergétiques au monde. Ils s’engagent à fournir une gamme diversifiée de produits qui répondent aux besoins de la société en matière d’alimentation, de transport, de production d’électricité, de mazout domestique et plus encore.

ConocoPhillips s’engage à travailler avec d’autres acteurs de l’industrie et du gouvernement pour assurer un développement responsable des ressources tout en minimisant l’impact environnemental. ConocoPhillips s’efforce également de s’assurer que ses employés se sentent valorisés alors qu’ils travaillent ensemble vers le succès.

Il y a quelques mois, Bank of America a fait passer les actions de ConocoPhillips à Buy from Neutral avec un objectif de cours de 67 $, qualifiant la société de « distributeur de billets » avec un potentiel de rendements accélérés.v Selon l’analyste de BofA Doug Leggate, ConocoPhillips semble « sur le point de accélérer les rendements en espèces à un rythme plus précoce et plus important que n’importe quel E&P ou major pétrolier « pure-play ».

Les actions de Leggate ConocoPhillips sont revenues à des niveaux plus attractifs « mais avec une perspective macro différente de celle du moment où [Brent] le pétrole a culminé à près de 70 $. » Mieux encore, l’analyste de BofA pense que la COP est fortement exposée à une reprise du pétrole à plus long terme. Mais BofA n’est pas le seul parieur de Wall Street à parler de ConocoPhillips.

Énergie Diamondback (FANG) a affiché un chiffre d’affaires de 1,91 milliard de dollars au troisième trimestre (+165,3% en glissement annuel), battant le consensus de Wall Street de 430 millions de dollars, tandis que le BPA PCGR de 3,56 $ a battu de 0,73 $.

La production moyenne de la société au troisième trimestre 2021 a atteint 239,8 MBO/j (404,3 MBOE/j), avec une production moyenne du bassin permien au troisième trimestre 2021 de 223,0 MBO/j (374,3 MBOE/j).

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation du troisième trimestre 2021 se sont élevés à 1 199 millions de dollars ; Le flux de trésorerie d’exploitation était de 1 131 millions de dollars tandis que le flux de trésorerie disponible était de 740 millions de dollars.

Diamondback a annoncé son engagement à restituer 50 % des flux de trésorerie disponibles aux actionnaires à partir du quatrième trimestre 2021. À cette fin, la société a augmenté son dividende de 11 % à 0,50 $ par action, marquant la deuxième augmentation trimestrielle consécutive après une hausse de 12 % au deuxième trimestre. Le conseil d’administration de la société a également autorisé un programme de rachat d’actions de 2 milliards de dollars dans le cadre de cet engagement.

Ressources EOG (EOG) a déclaré un chiffre d’affaires de 4,78 milliards de dollars au troisième trimestre (+103,4 % en glissement annuel), battant de 430 millions de dollars tandis que le bénéfice net de 1 095 millions de dollars représentait un bond considérable par rapport à une perte de 42 millions de dollars enregistrée au troisième trimestre 2020. Pendant ce temps, le BPA PCGR de 1,88 $ a manqué de peu de 0,01 $. mais était une grande amélioration par rapport à la perte de 0,07 $ de l’année dernière.

EOG a généré 1,4 milliard de dollars de flux de trésorerie disponibles et a annoncé que les dépenses d’investissement s’approchaient du bas de la fourchette des prévisions grâce à des réductions de coûts durables.

EOG a déclaré que la production totale de pétrole brut de la société, de 449 500 bopj, était supérieure à l’extrémité supérieure de la fourchette de référence en raison d’une meilleure productivité des puits.

EOG Resources a déclaré un dividende trimestriel de 0,75 $/action, bon pour une augmentation de 81,8 % par rapport au dividende précédent de 0,41 $. La société a également déclaré un dividende spécial de 2,00 $ par action, payable le 30 décembre; pour les actionnaires inscrits le 15 décembre.

Pétrole Occidental (OXY) est devenu le dernier producteur de patchs de schiste à afficher un bénéfice facile grâce aux prix élevés du pétrole et du gaz. La société texane, qui évite le wildcatting en faveur d’un modèle de récupération du pétrole, a déclaré un BPA non conforme aux PCGR du troisième trimestre de 0,87 $, supérieur à 0,20 $, tandis que le BPA PCGR de 0,65 $ était conforme aux attentes.

OXY a indiqué que les flux de trésorerie liés aux activités poursuivies s’élevaient à 2,9 milliards de dollars, les dépenses en capital à 656 millions de dollars, tandis que les flux de trésorerie disponibles hors fonds de roulement s’élevaient à plus de 2,3 milliards de dollars.

La société a dépassé le point médian des prévisions de production de 15 Mboed, malgré l’impact de l’ouragan Ida, avec une production de 1 160 Mboed des activités poursuivies. Pendant ce temps, OxyChem a généré des bénéfices records et augmenté ses prévisions annuelles avant impôts à 1,45 milliard de dollars.

Occidental a également annoncé avoir achevé son programme de cession à grande échelle avec la vente du Ghana en octobre ; remboursé 4,3 milliards de dollars de dette à long terme et remboursé 750 millions de dollars de swaps de taux d’intérêt.

Par Charles Kennedy pour Oilprice.com.

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