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

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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.

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