- contact@energyfundsadvisors.com

Transcription

1 La hausse du prix du pétrole au cours de la dernière décennie reflète en premier lieu la hausse des coûts de production marginaux, c est-à-dire des filières de production les plus coûteuses, sables bitumineux et, à un degré moindre, d hydrocarbures de roche mère (huiles de «schistes»), qui permettent d assurer l équilibre entre offre et demande. Mais ces capacités de production ne représentent que moins de 10% du marché pétrolier mondial (voir la Lettre Vision Pétrole Juillet-Août 2012). L essentiel des capacités de production et des projets concernent encore des ressources d hydrocarbures conventionnels, pétrole et gaz, dont les coûts en capital conditionneront l évolution des prix et l ampleur des investissements et affecteront directement la rentabilité des différents segments de l industrie. propose une analyse synthétique des variables fondamentales et de leurs grandes tendances.

2 Les investissements (dépenses en capital) en développement de capacités de production de pétrole et de gaz conventionnels ont été multipliés par plus de quatre au cours des dix dernières années et sont en passe d atteindre en 2012 le niveau de 450 milliards de dollars (voir graphique ci-dessus). Il est frappant de constater, tout au moins dans le cas du pétrole, que cette envolée des capitaux engagés ne s est pas traduite par une croissance significative de la production (voir la Lettre Vision Pétrole Juillet-Août 2012). La forte hausse des investissements en production s explique en premier lieu par l accélération du déclin sous-jacent de la production. La production mondiale d hydrocarbures, en particulier de pétrole, repose en effet de plus en plus sur des champs offshore et de taille (volume de réserves) décroissante dont le profil de production est plus rapidement déclinant lorsque le maximum de production (le plateau) a été atteint. L effet de la part croissante de champs à déclin plus précoce et plus rapide est visible sur le graphique cidessus qui ne porte que sur la production pétrolière non-opep : alors que le déclin cumulé de l ensemble

3 des champs en production en 2000 a été proche de 0, de 0,5 et de 1 million de barils / jour respectivement 1, 2 et 3 ans plus tard (de 2001 à 2003), le déclin de l ensemble des champs en production en 2008 a été de 0,5, 1,5 et 3 million de barils / jour respectivement 1, 2 et 3 ans plus tard (de 2009 à 2011). Sur la base d estimations détaillées, on estime que le déclin de l ensemble des champs en production en 2012 attendra 0,5, 2 et 4 million de barils / jour respectivement 1, 2 et 3 ans plus tard (de 2013 à 2015). Toutes choses égales par ailleurs, l évolution de la structure de la production mondiale vers des champs à déclin plus rapide s est traduite au cours de la dernière décennie par la nécessité de multiplier les investissements annuels d un facteur 2,5 environ pour simplement stabiliser la production à court terme. Le volume des investissements, porté par les fondamentaux de nature essentiellement géologique, est également fonction des coûts unitaires (par baril ou baril équivalent) de développement. Trois groupes de paramètres sont de nature à modifier ces coûts : Industrie parapétrolière : les prix des services et équipements fournis par l industrie parapétrolière à l industrie pétrolière et gazière sont fonction de l offre et de la demande sur de nombreux segments de marché : capacités de construction d appareils de forage, de plateformes et navires de production, ingénierie, construction et fourniture d équipements spécialisés, services associés à la production. La capacité de l industrie des hydrocarbures à répondre aux enjeux technologiques est essentiellement localisée dans le secteur parapétrolier. Au-delà des capacités de production industrielles (chantiers navals, usines de production), le potentiel des sociétés parapétrolières à répondre à la demande est essentiellement fonction du facteur des ressources humaines, en quantité comme en qualité (qualification et expérience). Conditions d exploitation : le coût unitaire de développement est fonction de la profondeur d eau pour les projets offshore et fonction inverse du volume de réserves d hydrocarbures. Toutes choses égales par ailleurs, plus un champ est petit et plus la profondeur d eau est importante, plus le coût en capital par baril (ou baril équivalent) est élevé. Ces relations entre paramètres quantitatifs doivent être pondérées par des paramètres plus qualitatifs tels que les conditions climatiques propres au site de production. Conditions contractuelles et contexte politique : le coût technique, fonction de l intensité en services et des conditions d exploitation, ne représente qu une fraction du coût complet qui détermine le point mort d un projet. Une part très importante du coût complet est liée aux éléments de fiscalité (redevances, taxes, impôts) imposés par l Etat producteur hôte du projet à la compagnie exploitante. En outre, l Etat souverain est à même d imposer des dispositions, telles qu exigences en contenu local de main d œuvre ou de partenariats, susceptibles de conséquences importantes directement sur les coûts techniques ou indirectement sur la rentabilité via l exécution du projet.

4 Coûts de production du pétrole et du gaz conventionnels: perspectives des principales variables Industrie des services Technologie & innovation Ingénierie et capacités de construction Ressources humaines Post 2020 Géologie Taille des champs Localisation des champs Profondeur d eau Contexte politique et juridique Régimes fiscaux Contenu local Contrôle de l Etat Forte baisse des coûts Baisse modérée des coûts Neutre Hausse modérée des coûts Forte hausse des coûts Le contre-choc pétrolier de marque l avènement d un véritable marché pétrolier, davantage dominé par des forces économiques que par le passé, et se traduit par de forts excédents de capacités de production résultant de la modération de la demande et de l effondrement de l URSS. Cette période est marquée par une baisse des coûts de production dans toutes les composantes. Le secteur des services traverse également une période de forts excédents de capacités qui pèse sur les marges. Parallèlement, les grandes découvertes offshore des années précédentes offrent à l industrie un grand nombre d opportunités développées à des coûts techniques très modérés voire faibles. Dans un tel contexte, le rapport de force entre Etats producteurs et compagnies exploitantes ne pouvait que se traduire par des termes contractuels favorables aux acteurs de l industrie. La hausse des coûts de production, qui aurait dû accompagner les débuts à grande échelle de l exploitation des ressources offshore, a ainsi été totalement absorbée et plus que compensée par les autres composantes dans un contexte très favorable aux compagnies exploitantes, au détriment des sociétés de services et des Etats hôtes.

5 La décennie marque une rupture dont l origine réside dans le retournement de cycle du secteur parapétrolier. Les réductions d effectifs, qui furent la principale variable d ajustement du secteur aux surcapacités de la décennie précédente, ne permirent pas de répondre suffisamment rapidement à l afflux d investissements rendus nécessaires par l accélération du déclin sous-jacent de la production et par la vigueur de la demande mondiale. L engorgement de l ensemble du secteur se traduit d abord par des délais croissants à tous les stades des projets, de l ingénierie à la construction, puis par des hausses importantes de prix des services. Les prix des infrastructures et équipements ont en outre répercuté la hausse des prix des matières premières, minerais, métaux (acier) et charbon. Le nombre croissant de projets complexes et l augmentation des profondeurs d eau en offshore a exacerbé les tensions pour les services à haute valeur ajoutée, contribuant à la hausse brutale des coûts techniques. Par ailleurs, la réduction évidente des opportunités d exploration et de développement pour les compagnies pétrolières a amorcé une phase de durcissement des conditions contractuelles et favorisé le retour des Etats comme acteurs incontournables voire dominants. La hausse des coûts aurait été encore plus forte sans l effet modérateur de la composante «Technologie» pure grâce à l éclosion de multiples innovations, particulièrement dans les domaines de la sismique et des projets «subsea». La combinaison de la multiplication par 2 (environ) des coûts de production unitaires et de la multiplication par 2,5 (environ) des investissements rendus nécessaires par l accélération du déclin sous-jacent permet de comprendre l ordre de grandeur de la multiplication par 4,5 des investissements entre le début et la fin de la décennie La décennie en cours voit la poursuite des tendances apparues au cours de la précédente, bien que temporairement perturbées par les à-coups violents des années qui ont vu le gel partiel puis la relance des investissements. Les tensions dans les secteurs des services n ont pas disparu mais se concentrent plus précisément sur le secteur offshore qui concentre une part rapidement croissante, et à brève échéance majoritaire, des développements d hydrocarbures conventionnels. Après avoir fait face à la contrainte quantitative de main d œuvre qualifiée dans la dernière décennie, le secteur pétrolier, compagnies productrices et de services, semble devoir désormais traiter le problème qualitatif de l adéquation de la formation à la technicité croissante des projets. Alors que les projets offshore abordent les profondeurs d eau supérieures à 3000m, il semble que la pénurie d ingénieurs confirmés ne sera pas totalement résorbée d ici 2020, ce qui devrait contribuer à prolonger le cycle de tensions dans le secteur des services, bien qu à un rythme inférieur à celui des dernières années. Les hausses continues des rémunérations en Norvège et en Australie en sont un symptôme. Par ailleurs, aucun relâchement n est à attendre dans le pouvoir d influence des Etats, comme en attestent les exemples récents en Argentine, Russie voire Tanzanie, et dans la généralisation des politiques de fort contenu en main d œuvre locale (Brésil, Nigeria, Vietnam entre autres). En dépit de l effet toujours modérateur des innovations technologiques, nous anticipons que la hausse globale des coûts unitaires sera difficilement contenue à moins de 20 à 25% d ici 2020.

6 Au-delà de 2020, nous anticipons que les variables relatives aux conditions d exploitation deviendront directrices dans l évolution des coûts unitaires en raison de la généralisation de l offshore ultra profond et de la probable nécessité de développer des champs de taille tendanciellement décroissante. Devant les tensions structurelles entre offre et demande et la raréfaction probables des opportunités dans les ressources conventionnelles, l énergie en général et les hydrocarbures en particulier pourraient constituer un levier de premier ordre dans les relations internationales. Dans ce contexte, l effet baissier des gains continus d efficacité et la fin du cycle de tension (commencé dans les années 2000) dans le secteur des services ne compenseraient que partiellement l effet haussier sur les coûts des contraintes physiques d exploitation amplifié par la probable désoptimisation de la gestion des projets par l industrie. La première conséquence de la hausse du prix du pétrole: le gonflement de la rente (Etats et industrie) Milliards de USD Revenus bruts amont pétrole & gaz des secteurs pétrolier et parapétrolier Rente des Etats producteurs Forecast Source: - Rystad Energy

7 Notre scénario central de hausse du prix du baril (voir la Lettre Vision Pétrole Juin 2012) et notre analyse de l évolution des coûts de production nous amènent à recommander : au sein de la classe Actions en premier lieu la surpondération de l ensemble du secteur pétrolier et, en second lieu, la surpondération des services parapétroliers les actifs liés aux Etats producteurs (devises, obligations) Code ISIN : FR Forme juridique : Fonds commun de placement de droit français UCITS IV Société de Gestion : La Française des Placements** Société de Conseil : ENERGY FUNDS ADVISORS - ENFA Indice de référence : MSCI World Index (dividendes nets réinvestis) libellé en euro Durée de placement recommandée : 5 ans Montant minimum de première souscription : Les performances passées ne sont pas un indicateur fiable des performances futures

8 Pour en savoir plus, votre responsable commercial se tient à votre disposition pour tout complément d information. Principaux risques : perte en capital, actions, marché des matières premières, gestion discrétionnaire, change, investissements sur les pays hors OCDE, taux, crédit, contrepartie. * Fonds destinés à une clientèle professionnelle au sens de la MIF. ** La Française des Placements est une Société de Gestion de Portefeuille agréée par l AMF. Agrément AMF GP le 01 juillet 1997 Avertissement Les investisseurs potentiels sont invités à lire attentivement la Documentation réglementaire et commerciale afférente au fonds (incluant notamment les risques encourus) et à procéder, sans se fonder exclusivement sur les informations qui lui ont été fournies, à leur propre analyse des risques afin de vérifier l opportunité de l investissement au regard des objectifs recherchés, en recourant, au besoin, à l avis de tous les conseils spécialisés en la matière. La documentation commerciale et réglementaire (dont le prospectus du Fonds) est disponible sur le site du groupe La Française AM () et/ou sur simple demande auprès de votre interlocuteur financier habituel.