L’essor des services de forage pétrolier en Amérique du Nord est une fausse histoire – voici ce que les données indiquent.

La version dominante actuellement est que les entreprises de services pétroliers indiquent une perspective plus positive pour l’Amérique du Nord. Les termes utilisés dans les rapports sont positifs, les appels téléphoniques organisés par les entreprises sont optimistes, et le secteur a été récompensé par le marché. J’ai été très surpris que cette vision se soit imposée, compte tenu des données budgétaires réelles.

Voici la fausse narrativité : le marché des services de forage pétrolier en Amérique du Nord entre dans une phase de récupération. En réalité, les données montrent que cette « force » est due à une combinaison d’artifices comptables liés aux fusions-acquisitions, à la diversification hors secteur shale vers les activités liées au GNL et aux équipements électriques, ainsi qu’au développement international des projets offshore. Une fois ces facteurs retirés, l’histoire des services de forage pétrolier en Amérique du Nord pour 2026 se résume à une diminution des dépenses de capital, un déclin du nombre de plates-formes de forage, et des opérateurs qui restent très disciplinés en matière de dépenses.

Laissez-moi décomposer cela en quatre piliers structurels.

Pilier 1 : La baisse des dépenses en exploration et développement en Amérique du Nord est réelle, pas une anomalie notable.

Enquête mondiale sur les opérateurs de E&P pour les projets de 2026Les dépenses en Amérique du Nord devraient diminuer d’environ 3 %.L’extension de la tendance baissière depuis le pic de 2023. Gabelli Funds prévoit…Les dépenses d’E&P en Amérique du Nord diminueront de 4,2%.On attend que les grandes entreprises américaines réduisent leurs dépenses de 7,5 %. Quant aux entreprises indépendantes et aux opérateurs privés, elles devraient diminuer leurs budgets de 3 %. Ce n’est pas une sortie progressive ; c’est un retrait délibéré.

Le nombre de rigs raconte la même histoire. La moyenne du nombre de rigs aux États-UnisUne baisse de 6,4 % en 2025 : passant de 601 à 563.Le Texas a perdu 10,3 %, la Louisiane 15,3 %. Dans le bassin Permian du Nouveau-Mexique, le nombre de puits a diminué de huit, tombant à une moyenne de 94 unités. L’activité de forage s’est réduite, tandis que la production a augmenté de 2,8 % – ce qui indique des gains d’efficacité, et non une reprise cyclique. Les opérateurs produisent davantage avec moins de puits, ce qui signifie une demande moindre pour les services de forage et de finalisation au fil du temps, et non plus grande.

L’impact sur les entreprises de services pétroliers est direct : moins de plates-formes et des budgets de dépenses plus faibles signifient moins de travail pour les activités traditionnelles liées à la forage, à la finalisation des projets et aux opérations par câbles télégraphiques. Ces activités constituent encore une part importante des revenus de SLB et Halliburton en Amérique du Nord.

Pilier 2 : Le « développement » de SLB en Amérique du Nord est lié aux acquisitions et fusions, et non à une demande organique.

C’est le chiffre le plus important dans tout le secteur en ce moment. SLB a rapportéRevenu en Amérique du Nord pour l’année 2026 : 2,24 milliards de dollars, soit une augmentation de 36 % par rapport à l’année précédente.C’est le chiffre que les titres de presse citent. Mais SLB a acquis ChampionX au troisième trimestre 2025. Les activités liées à ChampionX ont contribué à 870 millions de dollars aux revenus du deuxième trimestre. En retirant cette acquisition, les revenus de SLB en Amérique du Nord ont en réalité diminué de 1 % par rapport à l’année précédente.

L’évolution mondiale de l’entreprise montre une dynamique similaire. Les revenus mondiaux au deuxième trimestre 2026 ont atteint 8,97 milliards de dollars, soit une augmentation de 5 % par rapport à l’année précédente. Cependant, le bénéfice par action a diminué de 26 %, soit 0,55 dollar, et les flux de trésorerie gratuits se sont élevés à 716 millions de dollars. L’EBITDA, c’est-à-dire les profits avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissements, a également diminué de 7 % par rapport à l’année précédente, soit 1,9 milliard de dollars. Les marges ont diminué de 284 points de base, pour atteindre 21,2 %.

Cela est important, car SLB cherche à se repositionner en tant que plateforme technologique et d’infrastructure.Objectif de 36,9 à 37,7 milliards de dollars pour les revenus annuels en 2026La question est de savoir si ces directives sont soutenues par une demande organique ou s’il s’agit principalement d’effets liés aux acquisitions et aux dynamiques internationales. La réponse est la seconde. SLB a absorbé environ 200 millions de dollars de pertes de revenus au Moyen-Orient au premier trimestre 2026, en raison des perturbations imprévues au Qatar et des fermetures de sécurité en Irak – ce qui représente un obstacle, et non un avantage, ce qui montre à quel point l’activité nord-américaine est fragile.

Pilier 3 : Baker Hughes n’est plus une entreprise de services pétroliers – c’est pourquoi elle remporte les victoires.

Baker Hughes a généré1,109 milliards de dollars en flux de trésorerie gratuit au deuxième trimestre 2026Avec un flux de trésorerie d’exploitation de 1,345 milliard de dollars. Le flux de trésorerie net pour l’année entière 2025 a atteint…Un record de 2,7 milliards de dollars.Mais le point crucial qui distingue Baker Hughes de SLB et Halliburton, c’est que son moteur de croissance n’est pas la roche schiste nord-américaine.

Le segment Industrial and Energy Technology de Baker Hughes – qui vend des équipements pour le GNL, des turbines à gaz pour les centres de données et des systèmes de production d’énergie – a enregistré un stock de commandes record de 32,4 milliards de dollars à la fin de l’année 2025. Les commandes dans ce secteur ont atteint 14,9 milliards de dollars, dépassant ainsi les prévisions les plus élevées. Le Bénéfice Net avant Impôts du secteur IET a augmenté de 35 % par rapport à l’année précédente, avec une marge bénéficiaire de 20,2 %. L’entreprise vend ses produits à des clients qui n’ont rien à voir avec le cycle pétrolier. Les commandes liées au GNL sont structurelles, car elles sont motivées par les dépenses liées à la sécurité énergétique mondiale, qui dureront pendant plusieurs années. La demande en énergie pour les centres de données liée aux infrastructures d’IA crée donc une nouvelle source de revenus pour les turbines à gaz, une source de revenus qui n’est pas liée à des cycles cycliques.

C’est ce que j’appelle la croissance interne : Baker Hughes a diversifié sa base de revenus d’une manière que ni SLB ni Halliburton n’ont réussi à faire. La section traditionnelle des services pétroliers continue de générer des revenus, mais le centre de gravité stratégique a changé. La direction prévoit une croissance organique ajustée du BEBDA à un chiffre moyen dans la catégorie des dixièmes pour l’année 2026. De plus, IET devrait augmenter ses marges jusqu’à un objectif de 20 %. C’est donc une trajectoire commerciale complètement différente de celle des entreprises spécialisées uniquement dans les services pétroliers.

Pilier 4 : Halliburton et Nabors restent ce qu’ils ont toujours été : des entreprises spécialisées dans les flux de trésorerie cycliques, avec une capacité limitée de différenciation.

Halliburton a livréRevenu de 2026 : 5,7 milliards de dollars ; flux de trésorerie gratuit : 668 millions de dollars ; EPS : 0,64.L’entreprise verse un dividende qui rapporte…environ 2,11 %et a racheté100 millions d’actions au premier trimestreLes chiffres sont satisfaisants, et le taux de marge d’exploitation de 13 % reflète une gestion compétitive. Mais les activités d’Halliburton sont entièrement liées au cycle traditionnel de forage et de finalisation des projets. Le segment concernant le Moyen-Orient et l’Asie a diminué de 13 % par rapport à l’année précédente. Il n’y a pas de diversification structurelle : il s’agit d’une entreprise qui suit strictement les tendances cycliques liées aux prix du pétrole et au nombre de rigs en Amérique du Nord. Lorsque ces indicateurs baissent, le flux de trésorerie net d’Halliburton diminue également.

Nabors est encore pire. Le percussionneur a rapporté que…Perte nette de 15 millions de dollars au premier trimestre 2026Et Nabors doit faire face à des difficultés, car les opérateurs américains réduisent le nombre de puits d’exploration et privilégient l’efficacité plutôt que le volume de production. Nabors ne dispose pas de bénéfices significatifs, ni de flexibilité financière suffisante, et aucune possibilité de diversifier son activité comme l’a fait Baker Hughes. L’entreprise représente donc une mise en jeu risquée dans un marché des puits d’exploration qui ne se redresse pas, comme le montrent les données.

Classement

Parmi les quatre noms de services de gestion des campagnes pétrolières dont le marché parle comme des bénéficiaires de l’« outlook plus favorable pour l’Amérique du Nord », je les classe comme suit :

1. Baker Hughes – Acheter.L’entreprise s’est diversifiée structurellement, en éloignant son activité de la chaîne de production de schiste en Amérique du Nord. Son solde d’inventaire de 32,4 milliards de dollars et ses flux de trésorerie libres atteignant 2,7 milliards de dollars offrent une stabilité que les entreprises purement spécialisées dans le secteur de l’énergie ne peuvent pas égaler. Les développements liés à l’hydrogène liquide et aux centres de données sont de nature durable, et non cyclique. L’entreprise met en œuvre ces deux initiatives avec succès. Je recommande d’acheter des actions de Baker Hughes.

2. SLB – Garder.L’acquisition de ChampionX permet à l’entreprise d’accéder aux capacités de chimie de production nécessaires. De plus, la technologie de forage numérique et automatisée de l’entreprise est utilisée à grande échelle. Cependant, le chiffre d’affaires en Amérique du Nord est trompeur : la croissance organique sur son marché principal est nulle. L’entreprise est bien positionnée sur le plan international, en particulier dans les zones de pétrole profond. Mais la valeur actuelle de l’entreprise ne reflète pas encore le prix que les investisseurs paient pour une « forte performance en Amérique du Nord » qui n’existe pas réellement. Je classe SLB comme une entreprise à maintenir.

3. Halliburton – Tenir.Un rendement d’intérêt sur les dividendes de 2,11 % et des marges compétitives font de Halliburton une entreprise rentable dans un environnement pétrolier stable. Cependant, l’entreprise ne dispose d’aucun avantage structurel par rapport à ses concurrents, elle n’a pas de stratégie de diversification, et son flux de trésorerie libre est entièrement lié aux fluctuations du marché pétrolier. À ces niveaux actuels, Halliburton est suffisamment valorisée pour ce qu’elle est. Je classe Halliburton comme une entreprise à ne pas vendre.

4. Nabors – Évitez.Une entreprise qui perd de l’argent sur le marché des contrats de construction, sans dividendes et sans possibilité de négocier son bilan, représente une position spéculative, et non un investissement. Je considère Nabors comme une entreprise à éviter.

La narration fausse, réaffirmée

Le marché récompense les actions des entreprises de services pétroliers, en raison d’une renaissance du secteur pétrolier en Amérique du Nord, mais les données budgétaires ne soutiennent pas cette affirmation. Les opérateurs de exploration et de production réduisent leurs budgets, le nombre de installations diminue, et la croissance de la production provient de l’efficacité, et non du volume. Les entreprises qui bénéficieront de cette croissance réelle – l’infrastructure liée au GNL, les décisions d’investissement dans les zones profondes où les investissements dépassent 100 milliards de dollars en 2026, ainsi que la demande en énergie pour les centres de données – sont celles qui ont diversifié leur activité au-delà du secteur pétrole schiste. Baker Hughes est l’exemple le plus clair de cette situation. Les autres entreprises utilisent toujours les mêmes termes clés : efficacité, technologie, résilience des marges, rendements pour les actionnaires… tout en gérant des activités fondamentalement différentes, avec des trajectoires distinctes.

L’investisseur qui a acheté le titre « Stronger North America » sans vérifier le budget de dépense en capital investi et produit a été vendu une histoire cyclique dont les exploitants eux-mêmes ont déjà surmonté.