Reçu ce matin au courrier

https://www.economie.gouv.fr/particuliers/renovation-energetique-arnaques?xt

Tant qu’il faudra que le particulier soit plus compétent en énergétique, droit et fiscalité que les professionnels, on aura du mal à faire décoller les investissements.

Et attention, une entreprise labellisée RGE par l’Etat peut malgré tout vous filouter.

Un rapport de plus

Un rapport de plus qui démontre combien les hydrocarbures non conventionnels étasuniens sont une aberration économique.   

Cette fois-ci, c’est l’IEEFA[1] qui l’écrit. Le rapport met l’accent sur les deux premiers trimestres de 2020, ce qui inclut l’impact de la pandémie, mais l’historique depuis 2017 montre que le problème n’est pas le virus.

Le « free cashflow » présenté est la différence entre le CF dégagé par les opérations et le solde des investissements (forages et autres) par trimestre. Il n’y a donc pas les éléments de financement (dettes, dividendes) qui doivent venir compléter le tableau des flux.

Ayant confirmé une fois de plus que les hydrocarbures non conventionnels sont une importante machine à détruire de la valeur, le rapport conclut que les investisseurs, amers[2], sont réticents à remettre des fonds.

Cette déshérence pour les hydrocarbures non conventionnels est annoncée depuis 2015 (au moins), et pourtant le cash continue à arriver.    


[1] Institute for Energy Economics and Financial Analysis

[2] Soured investors

Greenwashing

Shell, après BP, annonce de grosses dépréciations dans ses actifs de production de pétrole. Les deux compagnies justifient ces dépréciations par le début de la fin du pétrole et un verdissement de leurs politiques.

Pourquoi déprécier si fortement ?

Triple avantage:

Profiter du choc de la pandémie pour nettoyer leur bilan. Tout actif déprécié n’aura plus à être amorti dans le futur et le coût par baril est donc plus bas.

Préparer à une éventuelle baisse du dividende (Shell l’a déjà annoncée).

Paraître écolo.

Mais elles ne ferment pas leurs champs, et leurs capacités de production restent intactes.

Financement sous sanctions étasuniennes

Alors que l’Iran recourt à la privatisation de ses actifs pour trouver du cash auprès des riches iraniens, la Corée du Nord a trouvé une meilleure solution, la privatisation  sans transfert d’actifs. Elle prend la forme d’une émission d’obligations. 60% doivent servir aux transactions entre les entreprises publiques en remplacement du cash et 40% sont attendus des donjus , les riches entrepreneurs nord-coréens qui sont appelés à apporter leurs dollars. Refuser semble risqué, comme le montre la mésaventure fatale de Monsieur Lee.

Caramba, suite

Comme prévu, le gouvernement argentin vient de décider que le prix de son brut serait de 45 $/b, soit environ 10 $/b de plus que le Brent à la date de sortie du décret (19 mai). Les producteurs peuvent exporter leur brut à ce prix, sans taxe à l’exportation[1], mais les raffineurs ne peuvent pas importer de brut moins cher.  

Les producteurs locaux doivent continuer à produire les quantités prévues dans le plan de production 2020 qu’ils ont présentés en 2019 et maintenir tous les emplois et contrats de services en vigueur au 1er janvier 2020. Le décret prévoit malgré tout que le gouvernement pourra revoir les chiffres de la production en fonction de la consommation réelle en produits pétroliers.

Les raffineurs argentins doivent acheter le brut en dollars et assurer le stockage du brut ou des produits qu’ils ne peuvent pas vendre. Les produits (essence et gasoil) sont vendus en pesos, qui se déprécie fortement face au dollar. Les prix ne sont pas formellement bloqués par le gouvernement, mais le sont en pratique depuis un an.

YPF et Pan American sont intégrés, et il y a pour eux un petit transfert entre l’amont et l’aval. Il y a aussi un raffineur pur, filiale locale de la compagnie brésilienne Raizen, pour qui la compensation n’existera pas.

L’importation de produits pétroliers est limitée mais pas interdite. Aux prix actuels, ces importations viendront alourdir la charge pour les raffineurs argentins.


[1] Si le Brent repasse au-dessus de 45 $/b, la taxe à l’exportation sera progressivement remontée jusqu’à 8% pour un prix du Brent de 60 $/b.

Ça rapporte de louer ses VLCC pour stocker.

Avant: 12 000 $/j pour un voyage[1] du golfe Arabo-persique vers les USA

Post-Covid-19: 280 000 $/j pour le même voyage

Pourquoi? Parce que les VLCC disponibles étaient moins nombreux, tous ceux qui avaient transporté à 12 000 $/j étant dans l’incapacité de décharger faute de demande ou de stockage.

Tant que l’offre ne sera pas suffisamment réduite, et que les stockages seront pleins, ça continuera à bien rapporter.

Le prix pour stocker est égal au prix pour transporter.

Quand on retrouvera un semblant de normalité, la consommation devrait provenir en majorité des VLCC de stockage, proches des lieux de consommation. En libérant des VLCC pour le transport, le prix baissera. Même si les producteurs lointains font un effort commercial sur les prix, il leur faudra des VLCC disponibles pour le transporter.

Sauf pour le pétrole non conventionnel étasunien.

En concurrence, il y aura pour les raffineries côtières étasuniennes: Du pétrole local, un peu trop léger, mais pas cher et du pétrole stocké pas loin. C’est le prix qui justifiera majoritairement le choix.

Qui peut croire que le marché financier sera capable de trouver le prix qui ne relancera pas la production étasunienne?

Qui peut croire que plus personne n’apportera du cash aux compagnies pour continuer leur exploitation déficitaire?  


[1] En français dans le texte

Motorisation électrique: L’Histoire peut-elle nous aider ?

J’ai raconté sur ce blog comment l’Etat français a poussé les consommateurs à basculer de l’essence vers le diesel (voir en fin de cet article un rappel rapide). Et aussi pourquoi ça a fini par mal tourner.

Le moteur électrique coûte plus cher que le moteur à explosion, comme le moteur diesel coûtait plus cher. Peut-on faire pareil pour compenser?

C’est-à-dire, restaurer la compétitivité de l’électrique par rapport aux hydrocarbures en agissant sur le prix de l’électricité pour la motorisation.

La prime à l’investissement n’est pas adaptée car il n’y a aucune visibilité sur le prix de l’électricité. La seule chose dont on soit certain, c’est qu’elle va couter de plus en plus cher. Mais on n’a pas de données fiables sur l’évolution de la différence entre électricité et produit pétrolier.

Dans les deux cas (différence entre essence et diesel, ou différence entre moteur à explosion et moteur électrique), il y a suffisamment de taxes gérées par l’Etat pour que ce soit possible en principe.

Peut-on retrouver l’équivalent du calcul économique: distance annuelle parcourue vs. différence de coût du carburant ?

On manque de visibilité sur le prix de la motorisation électrique.

On peut remarquer que, contrairement au passé, ce serait ici dans l’autre sens: si vous faites moins de X[1] km par jour/mois/an, alors vous avez intérêt à passer à l’électrique. Ceci tient à l’autonomie actuelle des véhicules électriques, mais c’est en ligne avec les distances parcourues[2].

Peut-on distinguer l’électricité carburant et l’électricité pour d’autres usages?

Oui pour les bornes de recharge. Non pour la recharge à domicile.

Baisser le coût de l’électricité à domicile pour ceux qui s’équipent d’un véhicule électrique pourrait créer des effets d’aubaine[3], faciles à détecter sur un compteur.

Le principal problème provient de la disparition d’un opérateur unique en monopole.

Avec un EDF ancienne mouture, l’Etat pouvait mettre en place une tarification différente. Il n’était pas nécessaire de compenser pour un établissement public dont le but n’était pas de verser un dividende.

Avec l’introduction de concurrence[4], et la privatisation d’EDF, une mesure de tarification différentielle ne peut passer que par une compensation versée par l’Etat aux commercialisateurs. Il ne s’agit pas de verser du cash, mais d’appliquer des taxes différentes. C’est là que se situe le principal danger. On a vu que les commercialisateurs à la recherche d’un profit maximal n’hésitent pas à recourir à tous les moyens au-delà de la stricte légalité. Sera-t-il techniquement possible de contrôler que l’électricité déclarée comme carburant par le commercialisateur, pour laquelle il versera moins de taxe à l’Etat, l’est strictement?

La multiplication des intermédiaires multiplie aussi les possibilités de fraude et d’escroquerie.

Une autre question porte sur les auto-producteurs[5] pour lesquels le passage au véhicule électrique les conduirait à consommer plus que leur propre production.

Et sans doute encore bien d’autres.

Une différence de taille avec 1980, c’est que plus personne aujourd’hui n’a confiance dans l’Etat, ses engagements et ses calculs.

Rappel

Après les deux chocs pétroliers de 1973 et 1979, les raffineries françaises ne vendaient plus assez de fioul pour chauffage (FOD), mais continuaient à en produire la même proportion qu’auparavant (un baril raffiné produit essence, fioul domestique-gasoil, fioul lourd, carburéacteur, base pour lubrifiants et encore d’autres choses dans des proportions difficilement modifiables).

Le FOD et le gasoil sont le même produit, aux taxes près.

Les ingénieurs des Mines ont pensé à remplacer la consommation de FOD par celle de gasoil.

Le moteur diesel coutait plus cher que celui à explosion. Ils ont donc placé une taxe (TIPP) inférieure sur le gasoil et fait le calcul pour tout le monde:

Si vous roulez plus de 40 000 km par an, vous avez intérêt à acheter un diesel. Le surinvestissement sera remboursé par l’économie sur le carburant.

Plus de détail sur ce blog en utilisant la fonction recherche.


[1] A définir par les services de l’Etat

[2] L’interdiction de s’éloigner de plus de 100 km de chez soi renforce le dossier du véhicule électrique, mais elle est probablement difficile à prolonger plusieurs années, le temps que l’autonomie du véhicule électrique augmente.

[3] Bien que cela ne soit pas immédiatement évident. Une revente aux voisins pour leur chauffe-eau est difficile (sauf à appeler un électricien nigérian). Un gaspillage, même à prix réduit, resterait plus coûteux.

[4] Encore Tirole et Joskow

[5] Pas les producteurs d’auto

Immunité collective

Mêmes causes produisant les mêmes effets, on peut s’attendre à voir de nouveau le prix du contrat WTI devenir négatif vers le 20 mai.

La CFTC vient de produire une mise en garde aux opérateurs.

Les spéculateurs astucieux parient sur une remontée des prix, suivant la reprise (marché en contango).

A l’approche de la date d’expiration du contrat, il devient impossible de revendre son contrat « papier », et impossible de le transformer en livraison effective car on ne saurait pas quoi faire du brut.

Comment s’en sortir?

La première option est que le marché réfléchisse et comprenne ce qui se passe. Elle est irréaliste.

La seconde est que la consommation reparte suffisamment pour vider un peu les stockages, pendant que la production diminue suffisamment. Malgré d’importantes baisses de production, plus ou moins volontaires, le marché physique du WTI reste excédentaire.

Les banques ont depuis longtemps laissé entendre qu’elles ne financeraient plus la production d’hydrocarbures non conventionnels. Mais aujourd’hui, la tendance est de financer de nouveaux stockages près de Cushing, pour accepter le brut apporté par les nouveaux pipelines en cours de construction.

Caramba, encore raté

Le gouvernement argentin décide de fixer le prix de son brut non conventionnel de Vaca Muerta à 45$/b jusqu’à la fin de l’année 2020.

L’objectif est de sauver la rentabilité de la production et de relancer l’investissement sur ce champ cette zone où la roche-mère peut produire par fracking.

La consommation de produits pétroliers en Argentine a chuté de 80% depuis le début de la pandémie.

Tout est prévu: si le prix du Brent repasse au-dessus de 45 $/b, auquel cas on reprendra le prix du marché.

La seule chose qui n’est pas claire, c’est qui va acheter ce pétrole à ce prix. Les raffineurs locaux n’en ont pas besoin. L’exportation sera difficile si les acheteurs potentiels peuvent trouver du brut beaucoup moins cher.

Bien sûr, l’Etat peut couvrir la différence, mais sa dette est déjà lourde et le ministre des Finances argentin envisageait le 5 mai d’entrer dans le livre des records avec le neuvième défaut de la dette souveraine de l’Argentine.

C’est bête que des détails comme celui-ci viennent empêcher la concrétisation d’une aussi belle idée.

Raisons pour une compagnie pétrolière de ne pas réduire sa production

Non exhaustif, indépendant des stratégies de survie en laissant les autres disparaître pour être parmi les survivants.  

On a déjà parlé rapidement des raisons techniques.

Il peut y avoir des raisons commerciales: engagement de vendre une quantité minimale avec une pénalité élevée en cas de défaut. Dans ce cas, l’acheteur est aussi coincé car il a aussi des pénalités s’il n’enlève pas la quantité minimale. Il peut se retrouver avec des volumes de plus en plus difficiles à vendre ou à stocker. On est dans un cas bien connu de la théorie des jeux, le dilemme du prisonnier. La meilleure solution est la coopération entre le producteur et l’acheteur. Mais au premier signe de faiblesse de l’un des deux, l’autre va comparer les pénalités qu’il va recevoir ou payer (connues) au montant du gain ou de la perte s’il ne coopère pas (non connu). Si la différence st en sa faveur, il rejettera la coopération.  

Il peut également y avoir des obligations de volume minimal dans le transport. Dans ce cas, la pénalité si on n’utilise pas la capacité réservée n’est pas financière mais consiste en la perte des droits. On sait qu’un gros problème du pétrole non conventionnel étasunien est le transport vers un lieu de consommation (raffinerie ou export). En cas de reprise, le rachat de droits au transport peut devenir très coûteux.