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’État 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:

Toxell29,70%
BGP28,16%
OD Oil23,46%
Mumco10,58%
Kravitz8,10%

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

Vente247248249
Datemars-17août-16août-17
Blocs offerts9 1184 39914 177
Surface offerte[9]48,523,875,9
Offres reçues1892499
Blocs demandés1632490
Bonus offerts (M$)274,818,1121,1
Prix du Brent ($/b)54,945,148,5
Vente250251252
Datemars-18août-18mars-19
Blocs offerts14 47414 62214 699
Surface offerte77,378,178,5
Offres reçues159171257
Blocs demandés148144227
Bonus offerts (M$)124,7178,0244,3
Prix du Brent ($/b)65,374,264,0

[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 États-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 États-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 États-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

A pied par la Chine

D’après le FT de ce jour, les constructeurs automobiles s’inquiètent du consommateur chinois:

Ils ont deux motifs d’inquiétude:

  1. Le consommateur chinois va acheter moins de voitures
  2. Le consommateur chinois veut de nouveaux modèles. Ça oblige à changer les lignes de production et ça va leur coûter cher.

Si on comprend bien cette deuxième inquiétude, les constructeurs veulent que les acheteurs changent de voiture le plus vite et le plus souvent possible, mais que ce soit pour acheter exactement la même.

Pour la première inquiétude, on retrouve la question des dérivées premières et secondes. Le tableau montre les chiffres de vente sur les dix dernières années.[1]

AnnéeVentes  (Millions)Croissance annuelleCroissance cumulée
20089,39
200913,6445%45%
201015,0610%60%
201118,523%97%
201219,314%106%
201321,9914%134%
201423,57%150%
201524,65%162%
201628,0314%199%
201728,883%208%
201828,08-3%199%

Ce n’est pas que les chinois arrêtent d’acheter des voitures, c’est que depuis trois ans, ils refusent d’en acheter plus de 28 millions chaque année.

Nombre de véhicules par personne chinoise: 172 pour 1.000

Nombre de véhicules par personne étasunienne: 857 pour 1.000

Nombre de chinois: 1386 millions

Nombre d’étasuniens: 326 millions

[1] Pour soutenir les ventes, le gouvernement chinois a réduit les taxes en 2009 et 2015 pour les véhicules de moins de 1,6 litres.

Ofgem (acte XI)

Notre ami Ofgem, le régulateur britannique de l’électricité et du gaz, n’aura jamais fini de nous étonner. Il s’est aperçu dans le courant de 2018 que les marges des fournisseurs sur certains contrats pouvaient atteindre 8%. Evidemment, c’est forcément le consommateur qui n’a jamais changé de fournisseur, ou qui n’a changé qu’une fois[1], qui est pénalisé.

Ofgem a donc décidé, à grand renfort d’annonce, d’introduire un plafond pour les prix de ces contrats. Après consultation, le plafond a été fixé à 1137£ par an pour un consommateur de gaz et électricité payant par débit direct. Soit 11 millions de consommateurs britanniques selon Ofgem. Une économie moyenne de 76 £ par an.

Ce plafond a pris effet au 1er janvier 2019. Deux révisions sont prévues chaque année, la première en février. Et voila que la révision de février 2019 conduit à augmenter le plafond de 100 £.

Est-ce à dire que l’économie moyenne de 76 £ disparaît? Ofgem se lance dans des recalculs complexes pour montrer que pas vraiment; que si le plafond avait été en vigueur plus tôt, le consommateur aurait beaucoup gagné et que ce n’est pas de sa faute si le prix sur le marché de gros ont beaucoup augmenté[2].

Et donc que le consommateur doit changer de fournisseur tous les ans: You will often need to renew fixed-term tariffs after a year or more.

Pour résumer:

La concurrence dans l’électricité et le gaz ne fait pas baisser les prix, mais rend la vie des consommateurs beaucoup plus pénible. Non seulement Ils n’ont pas les moyens de choisir la meilleure offre, mais même si c’était possible, il est probable que cette meilleure offre ne le serait plus douze mois plus tard.

A part une poignée de fanatiques, je n’ai personnellement jamais rencontré de gens normaux (agriculteurs, commerçants en boutique ou sur des marchés, passagers dans des trains ou bus, promeneurs, distributeurs de tracts ou autres) qui se disent heureux de pouvoir choisir leur fournisseur. Au contraire.

Il est temps de rappeler au médiateur de l’énergie ou à la CRE que leur mission n’est pas de pousser les gens à changer de fournisseur, mais de veiller à ce qu’ils puissent obtenir une fourniture régulière à un prix juste, sans se faire harceler par des démarcheurs malhonnêtes. Il serait intéressant que ces deux entités conduisent une enquête nationale pour savoir ce que pensent vraiment les consommateurs de la concurrence dans le gaz et l’électricité.

[1] Ce qu’Ofgem appelle default tariff : « If you’ve never switched energy supplier or have switched only once, you’re likely to be on a poor value, more expensive ‘default’ tariff. Default tariffs, including standard variable tariffs, are a basic tariff from an energy supplier ».

[2] Comme de toutes façons le calcul des 76£ était créatif, tout reste hypothétique.

Venezuela

Dans le tumulte actuel, il me semble utile de rappeler deux points historiques:

On dit que la déconfiture actuelle du pays est largement due à la politisation de PDVSA. Il est exact que Hugo Chavez a remplacé en 2002 les cadres dirigeants de la compagnie pétrolière nationale PDVSA par des incompétents chavistes. Mais cela faisait suite à une prise de position préalable anti-Chavez des cadres dirigeants de PDVSA , en particulier lors de la tentative de coup d’Etat. Pendant une bonne partie de l’année 2001, un mouvement anti-Chavez avait été entretenu. Certains y ont vu la main des Etats-Unis, Doctrine Monroe oblige[1]. A l’époque, il n’y avait pourtant aucun doute que Chavez était un Président parfaitement légitime. J’ai eu l’occasion de contribuer à la formation pétrolière de certains nouveaux, et je peux confirmer leur incompétence, mais ils étaient toujours accompagnés de « chef(fe)s de cabinet » ou « assistant(e)s » compétent(e)s. il est plus difficile à un mauvais chef de couler une entreprise qu’à un fonds spéculatif activiste.

La déconfiture de PDVSA provient d’un défaut d’investissement. Le cash-flow n’est pas resté dans l’entreprise. Une partie a été utilisée dans ce que les économistes FMI-Banque Mondiale appellent des mesures démagogiques, ce que le sens commun appelle aussi une distribution des richesses aux plus pauvres. Mais on peut trouver des utilisations stupides du cash-flow dont on peut rendre Chavez directement responsable. J’en retiendrai deux: les soutiens financiers aux mouvements « révolutionnaires » des pays voisins sont de l’argent jeté par les fenêtres[2]. L’autre, beaucoup plus coûteuse, a été de traduire « le pétrole est la propriété du peuple » en « l’essence doit être gratuite pour tous[3]« . On estime que 7% du PIB du Venezuela y est passé. Et quand on dit « tous », il ne s’agit pas uniquement de tous les vénézuéliens. La mesure a été étendue à Cuba, Nicaragua et d’autres pays caribéens (Petrocaribe). Pire encore, Chavez a utilisé la filiale Citgo de PDVSA pour fournir de l’essence bon marché aux « étasuniens pauvres », pensant ainsi infliger un camouflet à Georges Bush.

[1] Le fait que les Etats-Unis aient immédiatement reconnu le gouvernement Carmona dès la proclamation du coup d’Etat a renforcé cette thèse

[2] Même si ce comportement stupide n’est pas l’apanage du Venezuela

[3] Pas gratuite, mais à un prix ridiculement bas

ULEZ & yellow jackets

8 avril 2019: entrée en vigueur de l’ULEZ[1] dans le centre de Londres. L’objectif est d’améliorer la qualité de l’air et de réduire les coûts sanitaires et économiques associés. Les véhicules ne satisfaisant pas les normes ne pourront circuler qu’en payant 12,50 £ par jour, tous les jours de l’année.

Les normes distinguent les moteurs à essence (normes Euro 4, soit en gros pas plus vieux que 2015) et les moteurs diesel (normes Euro 6, soit en gros pas plus vieux que 2006).

Ce sont les normes européennes. Le Brexit (29 mars 2019) pourrait peut-être justifier que les britanniques libérés du joug de l’Union Européenne les abandonnent mais 60% des Londoniens sont fortement favorables à la mesure[2]. 63% souhaitent même que l’extension de l’ULEZ au Grand Londres soit effective plus tôt que prévu, aujourd’hui le 25 octobre 2021.

Que faire des recettes des péages?

Première piste: aider au remplacement des véhicules non-conformes. Probablement sous conditions de ressources. Une conséquence de l’ULEZ est qu’il est aujourd’hui impossible de revendre une voiture diesel sur le marché de l’occasion[3]. La tentation est d’exporter ces véhicules[4] et leurs émissions. Pour l’éviter, il faut que ce soit l’Etat[5] qui rachète et qui mette au rebut les vieux véhicules. Ça coûte plus cher, mais ça évite de polluer les pays pauvres.

Deuxième piste: investir les recettes dans le développement de transports publics propres qui évitent d’avoir à remplacer les véhicules non-conformes. L’inconvénient est que c’est beaucoup plus long de développer de bonnes alternatives; ça ne résout que le problème du transport vers le centre ville, pas celui des vacances[6].

Troisième piste: répondre à la demande d’une stabilité des prélèvements, en compensant les hausses par des baisses égales de TVA sur quelques produits de première nécessité. Cette piste n’est pas bonne dans ce cas. On aurait pu l’imaginer en France pour l’augmentation des taxes sur tous les carburants à des fins de protection de l’environnement, mais ça n’a pas de justification pour ceux qui veulent entrer avec des véhicules polluants dans un centre plutôt bien desservi par des transports publics, ou individuels non polluants (vélo, marche).

Toute ressemblance avec la situation de Paris et de la plupart des grandes métropoles françaises, européennes et mondiales est à étudier avec la plus grande attention.

[1] Ultra Low Emission Zone, zone d’émission très basse

[2] On reconnaît le problème parisien: ce sont ceux qui veulent entrer en voiture qui sont contre, pas ceux qui respirent localement

[3] Sauf à la casse pour des pièces détachées

[4] Comme le font les services de transport en France avec leurs vieux autobus et cars. Pour les anglais, le volant à droite limite les possibilités d’exportation.

[5] Ou la région, la ville, c’est-à-dire le promoteur de l’opération

[6] Ou des courses dans les grandes surfaces en périphérie