Quinze milliards dans le PIF

Quinze milliards de dollars dans le PIF, c’est une possibilité. Le  PIF, c’est le Public Investment Fund d’Arabie Saoudite, et c’est là qu’irait le revenu de la privatisation de l’Aramco. C’est une privatisation où on vend quelque chose de rentable pour placer l’argent dans autre chose, a priori moins rentable. Toute ressemblance avec des privatisations françaises passées ou prévues n’est pas une coïncidence. Ces privatisations reposent sur des réflexes idéologiques (gestion privée meilleure que gestion publique, l’État n’a pas de rôle à jouer en économie, supériorité du marché, …). En l’occurrence, dans ce cas, comme l’a abondamment fait savoir le prince MBS, la privatisation est le symbole de sa volonté réformatrice. L’apport en ressources financières est négligeable par rapport au résultat net de l’Aramco, et le PIF pourrait être directement abondé sans recours à cette vente. Privatisation égale modernité

Comment privatiser

Le projet aujourd’hui est de vendre le plus vite possible 1% de l’Aramco sur le Tadawul, la bourse saoudienne de Riadh. Puis un autre 1% l’année prochaine.

L’idée du prince MBS est que l’Aramco vaut 2 000 milliards de dollars[1] (les banquiers disent plutôt 1 500 milliards). 1% de l’Aramco représenterait entre 15 et 20 G$.

Même si la totalité des actions étaient détenues par un actionnaire unique, cela ne lui confèrerait pas un très grand pouvoir de contrôle sur la stratégie de l’Aramco. La perte de souveraineté de l’Arabie Saoudite sur sa politique en matière d’hydrocarbures est donc minimale à ce stade.

Où introduire l’Aramco?

En plus de Riadh, où la liquidité n’est pas à la hauteur d’une tranche supplémentaire de privatisation, les options sont réduites.

New York, ou les États-Unis en général, c’est exclu. Dès qu’une société nationale saoudienne apparaîtra aux États-Unis, les milliers de procédures déjà annoncées contre l’Arabie Saoudite pour financement du terrorisme seront effectivement engagées. Quand on connaît la faible rigueur juridique des juges étasuniens, on se dit qu’il vaut mieux ne pas courir le risque.

Londres ? On saura d’ici-là comment s’est déroulé le Brexit[2]. Une autre place européenne? La liquidité y serait adaptée aux volumes. Le problème est qu’être coté sur une place européenne entraine des obligations de reporting financier, environnemental, social, des besoins en communication financière, le regard des analystes et des agences de notation, l’activisme des ONG qui, comme elles le font pour d’autres, s’achètent le droit à participer aux Assemblées Générales pour y porter leur parole. La possibilité d’un recours juridique des actionnaires activistes y est aussi grande qu’aux États-Unis. Ce sera bon pour la transparence, mais rendra la gouvernance plus difficile. Ca pourra devenir plus compliqué de mener des guerres extérieures, ou de découper à la scie des opposants politiques.  

Moscou n’est ni liquide, ni attractif.

Reste une bourse asiatique?

Enfin, n’oublions pas que de nombreux spéculateurs organisent leur portefeuille d’actions en équilibrant les actifs par secteur: banques, nouvelles technologies, … La part consacrée aux hydrocarbures dans ces portefeuilles ne devrait pas augmenter, plutôt le contraire. L’arrivée du mastodonte pétrolier sur le marché boursier risque de créer un mouvement de vente pour toutes les autres entreprises du secteur.


[1] Soit 2 T$ (téradollars).

[2] A condition bien entendu que les parlementaires cessent de trouver tous les moyens de bloquer pour enfin construire une proposition et l’accepter.

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107 G$

C’est, d’après Haynes and Boone, le montant des sommes perdues aux Etats-Unis dans des banqueroutes et autres restructurations de compagnies pétrolières entre 2015 et mi-2019.

Le rythme de ces défaillances est très lié au prix des hydrocarbures, huile et gaz, et le nombre trimestriel a beaucoup ralenti depuis la fin de 2016. Une petite accélération au deuxième trimestre 2019 pourrait laisser craindre une nouvelle vague de banqueroutes.

La désillusion dans la révolution des hydrocarbures non conventionnels s’est beaucoup répandue, même si les majors étasuniennes s’y sont récemment largement développées.

Dès leur mise en production, les puits non conventionnels voient leur débit chuter fortement.  

https://shaleprofile.com/2019/09/10/us-update-through-may-2019/

Le cash-flow opérationnel doit servir à forer des nouveaux puits pour compenser le déclin des producteurs et au service de la dette. Un prix bas diminue le cash-flow et augmente la dette. Il fait aussi baisser le coût des forages et complétions mais ça prend du temps. En ce moment, la présence des majors qui disposent d’un cash-flow solide ne laisse pas prévoir une remontée rapide du prix.

Pour les actionnaires de ces compagnies en difficulté, la lassitude les conduit à accepter la perte de leurs capitaux propres et ils sont de plus en plus réticents à remettre au pot.

Pour les prêteurs institutionnels, c’est plus difficile de reconnaître une perte sur tous leurs actifs non conventionnels. Une restructuration transforme leur dette en capitaux propres. Ce n’est pas optimal pour les ratios, mais c’est un pis-aller. Sur les 107 G$ détruits, 47 G$ étaient ou sont appuyés sur des réserves.

Népotisme énergétique

Le roi Salman bin Abdulaziz d’Arabie Saoudite vient de rejoindre le club des chefs d’État nommant leurs enfants (ou gendres) à des postes gouvernementaux élevés, où il sera en compagnie notamment de Trump et Bolsonaro.

C’est Abdulaziz bin Salman qui devient donc ministre de l’énergie. Certains y verront la condamnation de la politique de son prédécesseur, déjà privé la semaine dernière de son poste de Président d’Aramco, pour ne pas avoir réussi à faire remonter le prix du pétrole. D’autres préfèreront supputer que la privatisation de ladite Aramco se rapproche. Ou les deux.

Le prix est fixé par le marché financier. Aujourd’hui, les spéculateurs sont baissiers, avec des explications a posteriori par la disparition annoncée de la demande de pétrole (lutte contre le changement climatique) ou l’annonce d’une récession (au choix, inversion de la courbe des rendements, morosité des consommateurs étasuniens, guerre commerciale États-Unis, Chine, …).

Le prix du marché peut être indifférent aux fondamentaux. Les raffineurs achèteront quel que soit le prix, et les producteurs vendront quel que soit le prix. Une baisse de la consommation prend du temps, et une hausse de la production aussi.

Ouvrir grand les vannes[1] fera très vite baisser le prix et réduira un peu plus rapidement qu’il y a quinze ans la production dès lors que les producteurs d’hydrocarbures non conventionnels n’auront plus le cash-flow opérationnel pour continuer à forer. Mais l’arrivée récente des majors dans ce secteur aux États-Unis rendra le processus plus lent. Ils disposent en effet d’un cash-flow solide provenant d’autres régions du monde[2].

Si on veut agir vite sur le prix, il faut choquer le marché, mais ça peut fonctionner dans les deux sens.


[1] Ou du moins l’annoncer

[2] Un contrat de partage de production (ou de services comme en Irak) assure en effet ce cash-flow par le remboursement des lourds investissements en cost oil.

Le coup de la panne

Vendredi dernier, en Grande-Bretagne, la centrale à gaz de Little Barford, puis la ferme solaire offshore de Hornsea ont arrêté d’alimenter le réseau (National Grid, NG). Il en est résulté une coupure pour près d’un million de consommateurs en Angleterre et au pays de Galles. Parmi ces consommateurs, des hôpitaux[1] et les réseaux de transport : trains bien sûr, mais aussi l’aéroport de Newcastle et la circulation routière avec la disparition des feux de signalisation.

Il ne s’agit pas d’une erreur humaine puisqu’ aujourd’hui, ce sont des systèmes automatiques qui agissent immédiatement pour faire face à de telles pertes de puissance. Il y a deux solutions : mettre instantanément en route des capacités additionnelles en stand-by ou réduire la demande. National Grid ne possède pas de capacités de production et, puisque le marché est parfait, c’est un marché de capacité qui est censé répondre à ce besoin.

Justement, le régulateur Ofgem vient de recevoir[2] un rapport sur ce qu’il faut revoir du marché de capacité. A mon avis, le consommateur britannique a du souci à se faire quand on voit que la première recommandation est « nous proposons de créer un ‘groupe consultatif du marché de capacité’ composé de parties prenantes de l’industrie pour aider à développer, analyser et identifier les propositions potentielles avant qu’elles ne soient soumises à Ofgem[3]« .

Décidément, un marché ne peut pas remplacer un investissement de production d’électricité.  

Conformément à sa piètre performance passée, souvent commentée sur ce blog, Ofgem a aussitôt réagi en menaçant National Grid d’une amende. Pourquoi obliger un opérateur à dépenser de l’argent dans un investissement de production quand cet argent peut être beaucoup plus astucieusement placé dans une amende ? Parce que NG est un monopole privé, dont le premier souci est de verser un dividende à ses actionnaires (voir ci-contre le dividende versé sur les dix dernières années).

Il serait urgent que les régulateurs et autres médiateurs de l’énergie comprennent que leur mission n’est pas de multiplier les fournisseurs en concurrence, ni de pousser les consommateurs à quitter le fournisseur historique, ni encore de réduire le coût de production de l’électricité au détriment de la continuité de la fourniture.

PS : On ne remerciera jamais assez Jean Tirole et Paul Joskow qui, avec leur brillante théorie des marchés contestables, ont créé les bases théoriques du démantèlement des monopoles intégrés et activement milité pour que les politiques agissent enfin dans l’intérêt des consommateurs.  


[1] On a vu à cette occasion que, quand ils existaient, les générateurs de secours ne fonctionnaient pas

[2] Le 31 juillet 2019

[3] We propose to form a ‘CM Advisory Group’ comprised of industry stakeholders to assist in developing, scrutinising, and scoping potential proposals before they are submitted to Ofgem

Quelques thèses sur la tarification de l’électricité

  1. Si le développement de l’énergie solaire se poursuit[1], il faudra modifier la définition des heures pleines/creuses. L’excès d’offre par rapport à la demande commence à apparaître dans le courant de la matinée. Ça deviendra bientôt le moment de programmer la mise en route des machines à laver.
  2. L’offre de tarifs différenciés en fonction du moment dans la journée[2] est un bien public. Cette tarification permet de gérer la demande de puissance. En réduisant la demande de pointe, on économise sur l’investissement, tout en évitant les délestages. Dans ce cas, un KWh vendu pendant les heures creuses rapporte moins au commercialisateur[3]. Ce sacrifice financier permet au producteur de ne pas investir, mais en dissociant le producteur du commercialisateur, l’intérêt financier disparaît. Ni EDF, ni un commercialisateur qui achète via l’ARENH n’ont intérêt à proposer des tarifs différenciés selon la période.
  3. En facturant de manière variable dans la journée la puissance effectivement appelée (et non la puissance souscrite), on créerait une motivation forte chez la consommatrice à gérer sa courbe de charge. Mais en France aujourd’hui, Linky ne lui est pas utile[4]. Elle n’a pas accès à sa consommation en temps réel. C’est le fournisseur d’électricité qui est censé recevoir ces infos, afin de proposer une offre tarifaire adaptée à la structure. Mais comme vu ci-dessus, le commercialisateur n’y a pas intérêt[5].
  4. Il faut développer la tarification à trois termes: puissance appelée, énergie consommée et part fixe. Aux Etats-Unis, il a fallu rendre obligatoire la tarification à la puissance appelée obligatoire[6] pour qu’elle puisse se développer.
  5. Pour les véhicules électriques: une tarification à la puissance appelée rendra plus coûteuse la recharge rapide, alors qu’une tarification à l’énergie consommée sera mieux adaptée à la recharge nocturne. Pour un logement en maison individuelle, on n’aurait pas nécessairement à distinguer la consommation domestique de la recharge de la voiture.

[1] Le développement de l’électricité solaire a un double impact: baisse de la demande chez ceux qui autoconsomment et augmentation de l’offre dans la journée

[2] Ou dans l’année, comme EJP qui a disparu en 1998 avec l’introduction de concurrence

[3] Et coutent moins au consommateur ce qui doit constituer la motivation

[4] Si ce n’est qu’elle n’est plus obligée d’être chez elle quand le releveur passe

[5] Depuis plus d’un an, un Linky est installé chez nous, mais aucune offre n’a été faite. Nous ne pouvons pas connaître notre consommation instantanée.

[6] Pour les PME; mais l’efficacité pour les producteurs/commercialisateurs conduit certains à la proposer également aux particuliers

A quel prix racheter un monopole mal privatisé?

Pour la cession d’un actif de production, on l’évalue en calculant la valeur actualisée de ses cash-flows futurs. L’idée sous-jacente est que l’actif a été construit par son propriétaire qui a réalisé les investissements nécessaires. S’il conservait l’actif, il récupèrerait ces cash-flows. Par la cession, c’est le nouveau propriétaire qui les recevra. L’utilisation de monnaie actualisée[1] est nécessaire pour prendre en compte la durée de la production.

Cette approche est également utilisée pour des cessions de sociétés, moyennant certaines précautions. Pour tenir compte de l’incertitude sur les cash-flows futurs, on recourt généralement à des multiples au bout d’un certain temps. Il faut également bien estimer les coûts futurs de dépollution[2] ou des litiges existants ou potentiels[3].

Cette approche ne doit pas être retenue quand l’Etat veut racheter un service public précédemment privatisé. En effet, l’investissement de production initial n’a pas été réalisé par le bénéficiaire de la privatisation, qui a uniquement profité de la démarche idéologique de cession d’un actif construit par la collectivité.[4] D’autant que le prix de privatisation est toujours largement sous-estimé; les gouvernements qui privatisent se félicitent que l’offre a été très sursouscrite alors que leur approche économique libérale devrait au contraire les conduire à la conclusion que le prix est trop faible[5].  

La question est aujourd’hui posée en Grande-Bretagne où les travaillistes ont inscrit à leur programme la renationalisation de l’eau, de l’électricité, des chemins de fer et de la poste.

Pour l’eau, du côté du calcul traditionnel, les actionnaires demandent 44 milliards de Livres (G£), auxquels ils ajoutent la dette pour atteindre un coût total de 90 G£. Moody’s, peu connu pour son anticapitalisme, estime la valeur nette comptable à 14,5 G£ pour l’ensemble des 15 compagnies.

Ces deux calculs reposent sur une approche méthodologique erronée. La vente des RWA en Grande-Bretagne en 1989 s’apparente plus à une anticipation des privatisations Elstine. Dans la mesure où les actuels propriétaires n’ont pas construit les entreprises en prenant le risque de l’investissement, la méthode qui semble plus appropriée est de regarder à quel coût ils ont acheté les actifs, combien ils ont investi, combien ils ont endetté les compagnies, quels impôts ils ont payé[6].   

Coût d’achat en 1989: Les acheteurs privés ont versé 7,6 G£ pour obtenir la propriété des RWA[7], uniquement les actifs et aucune dette puisque le gouvernement a repris leurs 5 G£ de dettes. Le gouvernement Thatcher a de plus offert aux acheteurs privés 1,5 G£ pour leur mettre le pied à l’étrier, ce qu’on a appelé la dot verte[8].  La recette pour l’Etat a été nulle.

Gestion

La dette des entreprises est passée de 0 à 46 G£.

Pourquoi?

Pas pour investir dans le traitement des eaux, ni dans la qualité du service.

Pas pour réduire le coût de l’eau. Les intérêts sur cette dette sont payés par le consommateur final puisque le régulateur les intègre dans le coût de revient.

Pour distribuer 18 G£ de dividendes entre 2006 et 2017.

Les capitaux propres n’ont pas augmenté. Ils sont sensiblement égaux à ceux de la privatisation, inférieurs à 20 G£. Il s’agit de monnaie courante. En corrigeant de l’inflation, cela correspond à un peu plus de 9 G£ constants.

Ils ont également utilisé des terrains des entreprises privatisées pour de lucratives opérations immobilières, par eux-mêmes ou des amis.

Le bilan des gestionnaires privés est donc très mauvais, selon les propres critères de l’économie libérale. Le gouvernement Thatcher leur a confié un service public en état de fonctionnement, ils ne l’ont pas amélioré, se sont largement servi et ont détruit de la valeur. L’équité voudrait donc que, loin de recevoir de l’argent, ce soit eux qui en restituant à l’Etat ces compagnies, lui versent une compensation pour mauvaise gestion d’un actif qu’ils n’ont ni construit, ni financé.

46 G£ serait un montant facile à expliquer.

Il serait bien entendu plus correct d’actualiser les flux des dividendes, au même taux que celui on utiliserait pour les cash-flows futurs, mais on atteindrait des montants insupportablement élevés[9].

J’offre ce sujet pour un mémoire de thèse d’économie pratique.


[1] On sait que la théorie économique a beaucoup de mal à tenir compte du temps. Les équilibres y sont instantanés et immuables. La notion d’actualisation est censée traduire l’équivalence entre des montants reçus ou versés à des époques différentes. C’est un pis-aller, qui perd tout son sens dès que la période considérée dépasse 7 ou 8 ans par le caractère exponentiel du coefficient d’actualisation. 

[2] En particulier dans l’industrie chimique

[3] C’est la raison pour laquelle personne n’a acheté BP après la catastrophe de Macondo.

[4] Ce raisonnement ne s’applique pas à certaines concessions où le concessionnaire s’engage à construire l’actif (autoroute par exemple) contre la rémunération des cash-flows.

[5] Si la demande est supérieure à l’offre, la théorie dit qu’il faut augmenter le prix jusqu’à l’équilibre offre-demande.

[6] On peut même affiner le calcul en prenant en compte les salaires des 15 équipes dirigeantes, de 1 à 3 M£ par an pour les entreprises cotées. Pour les autres, détenues par des investisseurs privés, les données sont plus difficiles à obtenir, mais on peut imaginer que les chiffres sont voisins. 

[7] Regional Water Authorities

[8] Green dowry. Ce vert n’a rien à voir avec l’écologie, il renvoie à la nouveauté.

[9] En supposant une distribution régulière sur la période et avec un taux d’actualisation de 10%, les 18 G£ de la période 2006-2017 deviendraient 35 G£. Pour les années 1990-2005, le multiplicateur serait plus élevé. L’actualisation transforme 10 M£ versés en 1990 en 144 M£ 2017.  

Si toi aussi tu m’abandonnes

Ce blog a déjà discuté le problème du financement des travaux d’abandon quand les provisions ne sont pas placées dans un compte séquestre, mais simplement fiscalisées comme c’est le cas en mer du Nord.

La capacité à récupérer un crédit d’impôt sur les travaux d’abandon dépend des impôts déjà payés. Les vendeurs ont en général payé beaucoup d’impôt pétrolier au cours de leur longue présence en offshore britannique. S’ils gardaient leurs biens, ils n’auraient pas de problème pour financer les travaux en recourant au crédit d’impôt. Mais les nouveaux entrants n’auront sans doute pas assez d’impôt payés jusqu’à la fin du permis/champ (production déclinante, réduction de l’impôt pétrolier[1]) pour couvrir le coût des travaux d’abandon.

Le gouvernement britannique, après avoir testé, en lien avec l’industrie, plusieurs solutions: le crédit d’impôt pour abandon (l’Etat paye un pourcentage fixé des coûts d’abandon, quel que soit l’impôt effectivement déjà payé); la compagnie cédante conserve les obligations d’abandon (mais elle pourrait donc récupérer l’ancienne PRT déjà versée alors qu’elle n’y aurait pas droit); le transfert d’une perte fiscale du vendeur à l’acheteur (le contrat stipulant que l’acheteur devra repayer au vendeur le remboursement d’impôt après réception)[2], vient de retenir l’historique d’impôt transférable[3] (TTH) par champ.

A partir du 1er novembre 2018, le prix de vente d’un champ comprend deux éléments: un montant effectivement payé au vendeur, donnant la jouissance de l’actif, et un élément représentant (une partie de) l’impôt payé[4] depuis la mise en production sur le revenu de ce champ[5]. Le fisc britannique[6] reconnait ce montant comme un impôt effectivement payé par l’acheteur, et lui ouvre donc le droit à récupération. L’impôt transféré ne pourra plus être utilisé par le vendeur pour réduire un impôt futur. Ceci permet à HMRC de dire que l’opération est neutre pour le contribuable britannique.

En pratique, c’est probablement faux dans le calcul précis. Le vendeur abandonne une possibilité de crédit d’impôt qu’il n’aurait pas pu utiliser. Mais c’est favorable au contribuable car le revenu du champ produit plus longtemps et la production additionnelle vont conduire à un revenu fiscal largement supérieur.

Je n’ai pas réussi à savoir si ce mécanisme a été utilisé dans la vente récente par Total d’actifs en mer du Nord britannique.


[1] La PRT a été ramenée de 50% à 0%, et la SC (Supplementary Charge) de 32% à 10%.

[2] Dans tous les cas, des problèmes compliqués se posent, en particulier liés à la pérennité des entreprises cédantes (ou même acheteuses).

[3] Transferable Tax History (TTH)

[4] Impôt sur les sociétés et impôt pétrolier.

[5] Le montant est négocié entre acheteur et vendeur, la couronne exigeant uniquement qu’il ne soit pas trop élevé. Il n’est pas révisable. Si la vente porte sur plusieurs champs, le montant total de TTH sera réparti entre eux.

[6] HMRC

Réserves 2018

L’eia étasunienne nous apprend que les réserves prouvées en hydrocarbures[1] des 116 compagnies qui produisent des états financiers avec leurs réserves[2] ont augmenté de 10,3 milliards de bep[3] entre 2017 et 2018.

D’une année sur l’autre, les changements sont classés en révisions des réserves existantes, extensions et découvertes[4]. Le schéma sous-jacent est celui d’un champ. La découverte est jugée commerciale, et le développement décidé, sur la base des réserves probables, meilleure vision des techniciens. Si on raisonne en probabilité[5], les réserves probables correspondent à 50%, autant de chance qu’il y en ait plus que moins. Pour la comptabilisation des réserves les compagnies doivent présenter leurs réserves prouvées, celles dont elles sont quasiment certaines qu’elles seront productibles depuis le champ. En probabilité, on parle de 90% ou 95%. La décote entre probable et prouvé est arbitraire. Des compagnies partenaires tombées d’accord sur les réserves probables pour un champ peuvent avoir pour ce champ des réserves prouvées allant du simple au double[6].

Avant la mise en production, les données pour calculer les réserves sont statiques. Elles servent à construire un simulateur. Après la mise en production, des données dynamiques (production, pression, pourcentage de gaz et d’eau, …) améliorent le modèle. Les réserves prouvées se rapprochent des probables. C’est le volet révision.

On peut aussi s’apercevoir que des parties du champ ne sont pas drainées par les puits existants. C’est le volet extension, qui exige un investissement additionnel.

Le volet découverte provient des puits d’exploration positifs de la période.

Cette idéalisation technique explose devant les hydrocarbures non conventionnels. Il n’y a plus de champ, plus d’appréciation. On fore; si on trouve un hydrocarbure, on a une découverte, donc des réserves, même si le puits n’est pas immédiatement fracké et mis en production.

Combien de réserves peut-on enregistrer pour un tel puits?

Quand on connaît le débit initial du puits, on utilise le plus souvent une formule d’Arp. Si on n’a pas fracké, on estime le débit initial probable en fonction de la hauteur de la couche contenant des hydrocarbures[7]. C’est impossible de savoir si les compagnies appliquent une décote entre les réserves ainsi calculées (probables) et celles qu’elles rentrent dans leurs réserves prouvées. Vraisemblablement, cette décote n’existe pas dans la plupart des cas.

Dans tous les cas, les réserves sont classées en découvertes, développées si le puits est mis en production, non développées dans le cas contraire. Quand on fracke, les réserves prouvées ne changent pas, elles passent simplement de non développées à développées.

La révision des réserves d’hydrocarbures non conventionnels intervient à l’occasion d’un changement de prix. Un prix plus haut augmente les réserves. Le puits non conventionnel décline vite. On le ferme quand le cash-flow ne suffit plus à payer les charges opérationnelles liées. Une augmentation du puits allonge la durée de production. A l’inverse, une diminution du prix devrait réduire les réserves, ce que l’on ne constate pas toujours. Les compagnies rationalisent en expliquant que la baisse du prix entraine une baisse des charges.

https://shaleprofile.com/ montre que les puits à huile disparaissent des statistiques autour de 20 b/j. Dans le permien, les puits mis en production avant 2010 n’apparaissent plus dès 2013. Ceux mis en production en 2010 ne sont plus là à fin 2016.   

Selon le rapport de l’eia, le coût de découverte est également orienté à la baisse. Traditionnellement, le coût de découverte est calculé sur une moyenne glissante de trois ans. La justification est le temps passé entre l’investissement dans le puits de découverte[8] et la déclaration de commercialité[9]. Ici encore, les hydrocarbures non conventionnels remettent en question cette manière de calculer, puisque l’investissement dans le puits et la comptabilisation des réserves sont simultanés. 


[1] Pétrole, gaz, condensats, GPL, 

[2] Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées). . Ceci est obligatoire si elles sont cotées aux Etats-Unis ou à Oslo. Certaines compagnies rendent publique cette information par choix:

Gazprom Neft, ex Sibneft, coté à Londres donne ses réserves, alors que Gazprom ne le fait pas,

Galp, coté à Lisbonne

Pemex,

Rosneft coté à Moscou et à Londres

Lukoil, coté à Londres, fait auditer ses réserves par Miller et Lents.

[3] Baril équivalent pétrole. L’équivalence pour le gaz est énergétique, pas en prix de vente

[4] Également achats et ventes

[5] Ce qui est de plus en plus fréquent depuis que les méthodes de Monte-Carlo sont faciles à mettre en œuvre. Les puits de découverte et d’appréciation donnent les valeurs des paramètres (hauteur utile, porosité, saturation, …) qui suivent des lois normales. La distribution de probabilité suit alors une loi log-normale.

[6] La décote variant de 33% à 66%

[7] Hydrocarbon bearing layer; le terme de réservoir ne s’applique pas.

[8] Qui figure au numérateur du rapport

[9] Qui conduit à enregistrer les réserves, au dénominateur

Monopole aérien

Le conseil constitutionnel a jugé qu’ADP n’est pas un monopole de fait. Sa justification est limpide[1]: il est en concurrence avec Beauvais, Lyon ou encore avec les cars Macron et les TGV. On voit par-là que les membres du conseil vont peu en Chine, en Afrique ou de l’autre coté de l’Atlantique.  

Reconnaissons à leur décharge que les anciens premiers ministres, pour leurs déplacement nationaux ou internationaux, utilisaient rarement l’infrastructure d’ADP puisque Villacoublay est géré par l’armée.

Le conseil relève toutefois l’existence de « grandes plateformes européennes de correspondance aéroportuaires ».  Il est certain que Schiphol[2], par exemple, organiserait volontiers à la place de Roissy les correspondances matinales[3] des travailleurs du pétrole du golfe de Guinée en rotation vers les États-Unis.


[1] Extrait du communiqué de presse « Pour écarter la qualification de monopole de fait, le Conseil constitutionnel a relevé que, si la société Aéroports de Paris est chargée, à titre exclusif, d’exploiter plusieurs aérodromes civils situés en Île-de-France, il existe sur le territoire français d’autres aérodromes d’intérêt national ou international. En outre, si elle domine largement le secteur aéroportuaire français, la société Aéroports de Paris est en situation de concurrence croissante avec les principaux aéroports régionaux, y compris en matière de dessertes internationales, ainsi d’ailleurs qu’avec les grandes plateformes européennes de correspondance aéroportuaire. Enfin, le marché du transport sur lequel s’exerce l’activité d’Aéroports de Paris inclut des liaisons pour lesquelles plusieurs modes de transport sont substituables. Aéroports de Paris se trouve ainsi, sur certains trajets, en concurrence avec le transport par la route et le transport ferroviaire, en particulier pour ce dernier du fait du développement des lignes à grande vitesse ».

[2] Aéroport public bien entendu

[3] Opérées par Skyteam, c’est-à-dire Air France-KLM-Delta

Des échecs industriels

Les catastrophes aériennes mettant en cause les Boeing 737 Max et les Sukhoi superjet font penser aux deux catastrophes nucléaires de Tchernobyl et Three miles Island en ce qu’elles illustrent les fondamentaux de l’économie des deux fédérations.

Pour les catastrophes étasuniennes, c’est la recherche du profit maximal qui conduit à gratter sur la sécurité, ou, dans un raffinement pour Boeing, à transformer la sécurité des passagers en option payante.

Pour les catastrophes soviétique et russe, c’est plus prosaïquement l’absence d’intérêt pour la sécurité, la maintenance ou le respect de la vie humaine dans la culture technique.

Deux précisions:

Il ne s’agit pas d’un défaut de qualité du système technico-scientifique, ni pour les États-Unis, ni pour la Russie. Les deux peuvent réaliser de très belles performances en y mettant ce qui est nécessaire.

Pour les avions, les pressions, concurrentielle ou nationaliste, n’ont pas arrangé les choses.