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.

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Petrobras reçoit des sous de L’État

Un communiqué de presse nous apprend que l’Etat brésilien va verser 9 G$ à sa compagnie nationale Petrobras. L’Etat avait transféré en 2010 5 milliards de barils (Gb) à Petrobras en 2010. On sait maintenant que le domaine minier transféré contient entre 6 et 15 Gb en plus des 5 milliards prévus. Pourquoi donc n’est-ce pas Petrobras qui verse à l’Etat des dollars pour compenser ces quantités additionnelles? Il faut revenir à l’année 2010.

Mais avant, un petit rappel sur la politique pétrolière de l’Etat brésilien. La compagnie pétrolière nationale Petrobras est partiellement privatisée[1]. Le domaine minier brésilien est mis aux enchères, soit en concession, soit en partage de production[2] Petrobras a une priorité pour l’accès au domaine minier et peut également rentrer dans les permis où elle n’est pas partenaire depuis l’origine en cas de découverte à hauteur de 30%.

Tout ceci assure à l’Etat brésilien un accès à une grande quantité de pétrole: sa part du profit oil dans les CPP, plus la part de Petrobras[3]. Le problème est que quand on a 30 à 50% dans des belles découvertes, il faut financer 30 à 50% des développements. Dans l’antésalifère, où chaque puits coûte plusieurs centaines de millions de dollars, la facture grimpe vite.

En 2010, Petrobras estime à 237 G$ ses besoins d’investissements pour la période 2010-2014[4]. Les perspectives de découvertes laissent penser que des montants analogues seront nécessaires plus tard. Le problème avec une entreprise cotée est la notation. Si Petrobras ne se finance que par la dette, elle perdra sa note BBB-[5] et il faut donc procéder à une augmentation de capital avant de lever de la nouvelle dette.

L’Etat brésilien veut conserver la majorité des droits de vote. Pour l’augmentation de capital de 67 G$, les banquiers arrangeurs proposent des actions préférentielles sans droit de vote[6]. Sur les 4 milliards d’actions, 44% sont sans droit de vote. Il reste malgré tout un montant important de cash à apporter par l’Etat pour conserver sa majorité. Il paye sa part en apportant à Petrobras 5 Gb en offshore antésalifère, estimés à 42,5 G$ par un cabinet indépendant[7].

Les 6 à 15 Gb contenus dans les blocs attribués en 2010 à Petrobras ne lui appartiennent pas puisque l’Etat n’a donné que 5 Gb. La longue négociation qui vient d’aboutir visait le meilleur traitement pour ces quantités: combien de barils et comment les transformer en cash?

La solution est que l’Etat mette aux enchères ces réserves qui lui appartiennent, le versement des 9 G$ à Petrobras compensant une petite partie des investissements de découverte et de construction des infrastructures de production et de transport qui permettront de développer ces barils additionnels.

La dette de Petrobras va-t-elle baisser? Oui, à condition que l’Etat paye les 9 G$ en cash, mais non si l’Etat préfère payer en barils.

Reste à voir également qui va participer aux enchères et quelle valeur attribuer à ces barils, qui sont situés dans des blocs opérés par Petrobras.


[1] Petrobras est cotée à Sao Paulo et à Wall Street.

[2] Les contrats de partage de production sont réservés à l’antésalifère.

[3] Ce qu’on appelle le brut équité.

[4] Ce qui incluse les blocs où Petrobras est opérateur et ceux où elle est partenaire.

[5] S&P

[6] En échange, elles disposent d’un dividende prioritaire et coutent moins cher lors de l’émission.

[7] 8,5 $/b peut paraître une bonne affaire mais ce sont des barils profonds coûteux à développer.

Un point sur les hydrocarbures non conventionnels

Les compagnies étasuniennes engagées dans les hydrocarbures non conventionnels continuent à dépenser plus que leur cash-flow opérationnel pour maintenir leur niveau de production et verser quelques sous à leurs actionnaires. La valeur de leurs actions baisse, ce qui rend leur acquisition plus facile[1].

Chevron annonce ainsi l’acquisition d’Anadarko. Chevron promet un effet très positif, en particulier par la consolidation des permis du Permien. En achetant des actifs destructeurs de cash-flow, on crée de la valeur.

Une explication est à trouver dans le rapport annuel pour 2018 d’Exxon. Le tableau ci-dessous compare les prix, coûts et résultat opérationnel par baril pour les Etats-Unis et le reste du monde[2].

Il n’y a pas d’exploration dans les hydrocarbures non conventionnels[3]. La fiscalité est aux Etats-Unis plus faible qu’ailleurs, autant sur l’IS que pour les autres taxes. Bien sûr, les déclins rapides se traduisent par des amortissements par baril doubles de ceux du reste du monde. Comme le brut, et surtout le gaz, sont vendus nettement moins cher qu’en dehors des Etats-Unis, le résultat opérationnel par baril est nettement moins bon.

MAIS:

L’environnement réglementaire est très favorable aux entreprises, les compagnies font face à des particuliers non organisés qui ne font pas le poids face à leurs armées de juristes[4], l’environnement technique est bon et les coûts réagissent bien aux prix.  

Du coup, si on peut faire accepter par les agences de notation qu’il n’y a ni risque exploration, ni risque politique, il devrait être possible de faire accepter une structure financière avec beaucoup plus de dettes que de capitaux propres, réduisant ainsi fortement les coûts du financement. C’est là que les grands groupes[5] sont nettement mieux placés que les petites compagnies: bilans plus solides pour les agences de notation, et capacité à continuer à réduire les capitaux propres par rachat d’actions.


[1] Je ne dis pas « justifiée ». En théorie, il faut acheter quand la valeur de marché passe en-dessous de la valeur économique, mais il est très difficile de déterminer la valeur économique d’une compagnie d’hydrocarbures non conventionnels.

[2] Il y a aussi le Canada, qui fausse tout avec les sables bitumineux, et la moyenne pour le monde.

[3] Les charges d’exploration du tableau d’Exxon correspondent au GoM offshore

[4] Voir par exemple pour Anadarko les litiges au Colorado et au Wyoming

[5] Big oil

Déménagement

Le Monde n’héberge plus mon blog (en fait, je pense qu’il n’héberge plus aucun blog non contrôlé par le journal).

Ils m’ont expliqué comment tout exporter sur ce nouveau site. Il fallait que ce soit chez WordPress.

Ça va surement me prendre du temps avant de m’y retrouver. Le texte sera toujours inédit, mais peut-être les images auront-elles déjà été utilisées.

Pratique de l’unitisation

Au départ, il y a deux blocs adjacents, appelons les bloc 1 et bloc 2

Le bloc 1 est opéré par Toxell avec 55%, qui a deux partenaires BGP (30%) et Kravitz (15%). Les trois ont signé un contrat d’exploration-production avec l’Etat-hôte. Leur association (communément appelée JV, pour joint-venture) est réglée par leur JOA (Joint Operating Agreement), contrat entre les trois parties.

Le bloc 2 est opéré par OD Oil avec 51%, qui a deux partenaires BGP (26%) et Mumco (23%). Les trois ont signé un contrat d’exploration-production avec l’Etat-hôte. Leur association est réglée par leur JOA, semblable mais non identique à celui de Toxell et ses partenaires.

Toxell réalise une découverte commerciale sur le bloc 1, appelée Antilope. Les cartes montrent que le champ s’étend sous le bloc 2.

De son côté, OD Oil a découvert le champ Corindon sur le bloc 2. En fait, le champ Corindon est le même objet dynamique que le champ Antilope.

L’Etat-hôte reconnaît qu’il s’agit d’une découverte commerciale et exige qu’elle fasse l’objet d’une unitisation.

Première étape (du ressort de l’Etat avec l’input technique des deux opérateurs): définir le périmètre contractuel du nouveau champ.

Deuxième étape: se mettre d’accord sur les pourcentages du champ dans chaque ancien bloc

Ce travail est préparé par les techniciens des entreprises: ingénieurs réservoirs, géologues et géophysiciens. Il repose sur les différentes visions du sous-sol. On peut imaginer que chaque bloc essaye d’avoir la part la plus grande. Les éléments clés sont les hydrocarbures en place dans chaque bloc, plus à ce stade que les réserves qui pourraient être produites.

La décision finale est du ressort des chefs: pourcentages, unitisation révisable ou non. La décision inclut aussi le choix de l’opérateur de la « unit », généralement celui du bloc 1 ou celui du bloc 2.

Supposons que l’accord se fasse sur 54% pour le bloc 1 et 46% pour le bloc 2, non révisable. Il est probable que Toxell sera retenu comme opérateur de la « unit », mais ce n’est pas une obligation.

Troisième étape: écrire le nouveau JOA. Ce sera sans doute celui de Toxell s’il est l’opérateur. Les pourcentages sont devenus:

Toxell 29,70%
BGP 28,16%
OD Oil 23,46%
Mumco 10,58%
Kravitz 8,10%

Cela signifie que les dépenses seront partagées selon ces pourcentages, et ce sera également le cas pour les productions après que l’État ait pris sa part.

Sur ce point, la part de Toxell sera entièrement soumise aux conditions contractuelles du bloc 1, celle de OD Oil, entièrement aux conditions contractuelles du bloc 2[1] alors que pour BGP, il faudra décomposer sa part entre les deux blocs.

Quatrième étape: donner un nouveau nom au champ, développer et produire.

Toxell peut continuer à explorer sur le reste du bloc 1. En cas de découverte séparée de la « unit », elle sera uniquement soumise aux conditions contractuelles du bloc 1.

[1] Qui ne sont pas nécessairement les mêmes si les blocs ont été obtenus dans des rounds différents. Dans le cas de Lianzi, 50% de la production est soumise au contrat congolais et 50% au contrat angolais.

Unitisation

L’unitisation est un processus rendu obligatoire dans la plupart des Etats producteurs. Quand un champ s’étend sous deux permis (ou blocs) attribués à deux JV différentes, l’obligation consiste à traiter le champ dans son ensemble (comme une unique « unit », d’où le nom).

L’unitisation n’est pas obligatoire aux Etats-Unis à terre, où c’est le droit de capture qui prime. Ça s’accommode bien avec le côté Far-West, mais pas avec la bonne gestion des gisements.  En poussant l’opérateur à produire le plus vite possible, pour capturer le maximum depuis chez le voisin, la production trop rapide laisse beaucoup trop d’hydrocarbures piégés dans le réservoir. C’est pourquoi l’unitisation est rendue obligatoire dans les Etats raisonnables.

A noter:

Le champ peut s’étendre sur plus de deux permis (Bruce field en mer du Nord, …).

Les deux permis peuvent être de chaque côté d’une frontière (Frigg entre Norvège et Royaume-Uni; Lianzi entre Congo et Angola, …).

Le but de l’unitisation est de décider quels pourcentages du champ sont contenus dans chaque bloc, le total devant être égal à 100%. L’unitisation peut être révisable ou définitive: pour Lianzi par exemple, il a été décidé que la part congolaise et la part angolaise sont toutes deux égales, soit 50% du champ, non révisables.

L’unitisation révisable exige de se mettre d’accord sur un modèle numérique (simulateur) du champ, de réaliser de très nombreuses mesures non nécessaires au suivi de la production, des réunions régulières pour recalculer les pourcentages et des remboursements entre blocs à chaque modification.

Dans le cas particulier du grand champ de gaz qui s’étend dans le Golfe sous les eaux du Qatar et de l’Iran, il a été décidé de ne pas unitiser. Le champ était considéré comme suffisamment gigantesque pour ne pas devoir le faire, et les relations entre les deux pays étaient plutôt exécrables. Les deux champs ont été appelé North Field au Qatar et South Pars en Iran. Ceci a bien fonctionné au début, chacun ayant pris soin de développer des blocs éloignés de la frontière, mais cela aurait supposé des rythmes de soutirage voisins. Cela n’a pas été le cas, en particulier à cause des sanctions américaines qui ont ralenti le développement du coté iranien, et notamment interdit le recours au GNL.

Malédiction du vainqueur

L’offre 252 de blocs d’exploration dans le Golfe du Mexique vient de se terminer. Comme toutes les ventes trumpiennes[1], c’est la plus grande de toute l’histoire du pétrole offshore étasunien, aussi bien en nombre de blocs offerts que de surface[2]. Le pourcentage de demandes par rapport à l’offre (échelle de droite sur le graphique) est un peu meilleur que les ventes précédentes, mais reste inférieur à la vente 247 de mars 2017, comme d’ailleurs le montant des bonus payés.

La plupart des blocs reçoivent une offre et le demandeur l’obtient[3]. Certains blocs sont plus demandés, comme le MC801. C’est Equinor qui l’obtient avec une offre de 24,5 M$, devançant Shell qui n’offrait que 9,6 M$[4].

Il ne fait pas de doute qu’Equinor aurait pu obtenir le bloc pour 10 M$ (de même que Hess aurait pu avoir le bloc MC344 pour moins que les 10,1 M$ qu’ils ont offerts, le suivant proposant 2 M$). Peut-on pour autant théoriser comme l’ont fait les économistes qui ont inventé la notion de malédiction du vainqueur[5]? Sans doute pas. Les théoriciens de la malédiction estiment que le vainqueur a trop payé par rapport à la valeur réelle du bien, et comme ils pensent que le marché est parfait, la valeur réelle du bien est donnée par la moyenne des offres[6].

C’est faux, d’abord fondamentalement parce que le marché n’est pas parfait[7]. Dans le cas d’un bloc d’exploration, c’est également faux car le bloc n’a pas nécessairement la même valeur pour tous les acheteurs potentiels. Il y a sans doute la même quantité d’hydrocarbures en place dans le sous-sol, mais ce qui en sera produit[8] et vendu ne sera pas identique pour tous. Les réserves dépendront de l’investissement consenti, lui-même dépendant de la solution technique retenue, du calendrier du développement, avec un effet prix éventuellement important, sans même mentionner la fiscalité différente pour chaque opérateur.

 

Tableau récapitulatif des ventes dans le GoM 2017-2019

Vente 247 248 249
Date mars-17 août-16 août-17
Blocs offerts 9 118 4 399 14 177
Surface offerte[9] 48,5 23,8 75,9
Offres reçues 189 24 99
Blocs demandés 163 24 90
Bonus offerts (M$) 274,8 18,1 121,1
Prix du Brent ($/b) 54,9 45,1 48,5
Vente 250 251 252
Date mars-18 août-18 mars-19
Blocs offerts 14 474 14 622 14 699
Surface offerte 77,3 78,1 78,5
Offres reçues 159 171 257
Blocs demandés 148 144 227
Bonus offerts (M$) 124,7 178,0 244,3
Prix du Brent ($/b) 65,3 74,2 64,0

 

[1] Le sujet a déjà été traité dans http://gillesdarmois.blog.lemonde.fr/2017/10/30/hyperbole/

[2] Ce qui n’est pas surprenant puisque tous les blocs ont la même surface

[3] Même W&T Offshore avec son offre de 8 000 $

[4] Sans parler de Talos et Houston Energy avec leurs misérables 2 et 1,25 M$.

[5] Winner’s curse . D’après Wikipedia, c’est pour les enchères pétrolières que la notion a été inventée: « The term winner’s curse was originated in a paper published in the Journal of Petroleum Technology, volume 23, 1971, pages 641-653. The authors were Capen, Clapp & Campbell ».

[6] Qui se trouve ici être 9,5 M$, soit à peu près l’offre de Shell

[7] On ne le dira jamais assez, surtout en ce moment

[8] C’est-à-dire les réserves

[9] En millions d’acres

Un par mois

C’est le rythme de disparition des fournisseurs de gaz et électricité au Royaume-Uni depuis le début de 2013.

On se souvient que le régulateur Ofgem, obsédé par l’absence de baisse du prix, avait relâché les conditions d’entrée des fournisseurs alternatifs (remplissant ainsi une seule des nombreuses conditions d’efficience des marchés).

Ça avait bien fonctionné, puisque les 14 malheureux fournisseurs en monopole oligopole étaient passé de 14 en 2011 à 73 en juin 2018.

La déconfiture qui s’en est suivie (moins 15 fournisseurs depuis l’an dernier, et 17+235+38 kclients[1] abandonnés en trois mois) oblige Ofgem à revoir à nouveau sa copie.

C’est Ofgem qui choisira les nouveaux fournisseurs des clients abandonnés par les fournisseurs défaillants. Peut-être est-ce là le but ultime d’Ofgem: pouvoir choisir lui-même les fournisseurs pour tous les clients du Royaume-Uni: remplacer le monopole naturel de la distribution d’électricité par le monopole contre-nature de la décision des couples fournisseur-client.

[1] Soit 290 000 clients passant d’abonnés à abandonnés

Arbitrage norvégien

Cela fait déjà un moment que la schizophrénie de la Norvège en matière de C02 est exposée. Pour sauver la planète, le fonds souverain propose de ne plus investir[1] dans les compagnies pétrolières et gazières, mais le pays continue à produire tout le carbone fossile productible de son sous-sol.

Le gouvernement vient enfin de sortir sa recommandation. Pour ne pas avoir à choisir entre les « pétroliers » et les « activistes », elle n’aborde pas le sujet sous l’angle de l’environnement mais de la gestion du risque économique. La Norvège est exposée à la disparition progressive du pétrole et du gaz en tant que pays producteur; elle ne doit pas doubler le risque associé en étant également un investisseur dans les compagnies d’hydrocarbures. Comme elle veut continuer à produire, elle va donc désengager le fonds.

Mais le rapport ajoute deux considérations: le problème ne se pose pas pour le raffinage, et certaines compagnies pétrolières ont déjà pris le virage des énergies renouvelables. Le fonds peut donc conserver ses actions des compagnies qui raffinent et se diversifient. Par chance, ce sont les mêmes: BP, Shell, Total et autres majors.

L’idée des activistes est, en n’achetant pas leurs actions, de couper les ressources financières des compagnies pétrolières et donc de leur interdire de développer de nouveaux champs. Comme cela fait maintenant bien longtemps que les compagnies remplissant les critères pour être conservées par le fonds ne procèdent plus à des augmentations de capital, mais au contraire, distribuent de larges dividendes à leurs actionnaires, les activistes peuvent se dire qu’elles ont atteint leur objectif envers les petites compagnies à faible cash-flow. Et les générations futures norvégiennes, qu’elles conservent de gros contributeurs à leur capital financier.

[1] C’est-à-dire ne plus acheter ni détenir d’actions dans les compagnies

Le RIC peut-il contribuer à la transition énergétique?

Le frein à l’investissement de transition énergétique n’est pas uniquement le problème du financement. Il y a également le problème de l’identification de la solution technique, celui de sa mise en œuvre, celui de la garantie sur le retour de l’investissement, …

Si le vendeur d’énergie me propose de m’aider à investir, son intérêt n’est pas nécessairement aligné avec le mien.

Aux Etats-Unis, a été développé ces dernières années l’ESA[1], contrat de service énergétique. Un prestataire propose de réaliser l’investissement, avec une garantie que le coût (mensuel ou annuel) de la prestation sera inférieur au coût de l’énergie dans le système existant. L’idée sous-jacente est qu’il y a un très grand réservoir de travaux réalisables avec des économies moyennes de 15 à 30% sur les factures. Cela s’adresse donc à des installations où rien n’a été fait[2].

Si l’accord de principe est conclu, le prestataire réalise l’étude technique qui permettra de confirmer l’existence d’économies. Le contrat final prévoit que le prestataire possède et opère l’équipement d’économie d’énergie installé dans les locaux du client. Le prestataire s’engage à ce que la facture mensuelle soit inférieure à ce qu’elle aurait été sans l’investissement[3].

Jusqu’ici, le système développé aux Etats-Unis s’adresse à des gros consommateurs non industriels[4] (grandes entreprises, hôpitaux, universités[5]) afin que le montant des économies réalisées permette de rémunérer tous les intervenants.

La sécurité pour le client vient de ce que la source du profit de chacun est claire et n’exige pas de conflits d’intérêt. La seule contrainte est que les économies soient suffisamment élevées. L’établissement financier apporteur de fonds tire son profit du remboursement, le prestataire tire son profit des bonnes analyse et exécution techniques. Il est possible que le prestataire choisisse de s’engager avec un fournisseur d’énergie, ou un équipementier, pour optimiser son opération[6], mais cet engagement ne concerne pas le client qui bénéficie de la garantie d’économie sur sa facture énergétique.

Un exemple simple est un contrat où le prestataire remplace toutes les ampoules de tous les établissements d’une entreprise multisite par des LED.

Des réalisations plus complexes ont été faites. Les problèmes (juridiques, assurance) semblent trouver leur solution. Un coup de pouce à cette solution de préférence à un leasing a été donné par une modification récente des normes comptables. Pour les entreprises clientes, même si l’équipement est physiquement dans les usines, les chaufferies ou les immeubles, il n’est pas dans le bilan (ni coté actif, ni coté passif)[7].

En ce moment se pose aux Etats-Unis la question des conditions dans lesquelles le système pourrait être étendu au résidentiel. Le prestataire prend toujours le double risque du financement et de la performance.

Vis-à-vis de l’apporteur de fonds: Si on imagine une chaudière performante possédée et entretenue par le prestataire, mais installée dans la maison individuelle, la banque prêteuse se contentera-t-elle d’une garantie de la part du prestataire ou exigera-t-elle une garantie sur la chaudière elle-même[8]?

Vis-à-vis du client: on peut imaginer un contrôle par le prestataire de la solvabilité semblable à celui pour un locataire[9], mais, compte-tenu de la longueur du retour sur investissement, comment traiter les questions liées à un changement de propriétaire de la maison[10]?

Le système peut-il être étendu à la France?

Un rapide examen ne laisse pas apparaitre l’existence aujourd’hui d’une offre de telles prestations (mais ma recherche est loin d’être exhaustive). Si quelqu’un souhaite se lancer, plutôt que l’appeler ESA, un nom plus porteur en ce moment pourrait être Rentabilité de l’Investissement Calorifique par Contrat.

[1] Energy Services Agreement, Voir par exemple http://www.associatedrenewable.com/content/energy-services-agreement-esa

[2] Problème de l’écrémage: les incitations fiscales aux économies les plus simples (isolation, changement des fenêtres, …) interdisent en pratique les travaux plus poussés puisque les économies obtenues des nouveaux travaux seront trop faibles pour en assurer la rentabilité.

[3] Cela suppose un accord sur l’évolution de ce montant entre prestataire et client sur la période du contrat, mais ce n’est pas rédhibitoire. .

[4] Ceux pour qui l’énergie est un facteur de production se sont dotés des moyens techniques et financiers nécessaires et efficaces

[5] Aux Etats-Unis, les universités disposent d’une autonomie décisionnelle et comptable

[6] Par exemple en profitant des financements apportés par des fournisseurs d’énergie à un changement d’équipement

[7] Les normes comptables internationales ont récemment changé la comptabilisation des crédits-bails pour rendre leur inscription dans les bilans obligatoires, ce qui peut dégrader le rendement des actifs, donc baisser la note des agences de notation et augmenter le coût du crédit

[8] Et donc sur l’ensemble de la maison dans le cas d’une opération lourde (isolation, installation de production d’énergie, …)

[9] Avec la possibilité pour la collectivité locale d’apporter une garantie comme c’est la cas pour le paiement des loyers dans certaines villes de France.

[10] Ce serait plus simple pour un immeuble en copropriété que pour une maison individuelle