Auteur/autrice : Raymond Bonnaterre

Consolidation prévisible des groupes pétroliers privés

               Les leaders mondiaux de l’extraction du pétrole et du gaz sont les Sociétés d’Etats: elles détiennent plus des deux tiers de l’extraction mondiale de pétrole et les quatre cinquièmes de l’extraction de gaz. L’Arabie Saoudite (Aramco), la Russie (Gazprom), l’Iran (NIOC), le Mexique (PEMEX), le Venezuela (PDVSA), la Norvège (StatoilHydro), l’Algérie (Sonatrach), etc. ont tous leur leader national, chef de file de tous les consortiums locaux d’exploration ou d’exploitation.
                  De l’autre côté, dans le même métier, existent les Sociétés cotées, très nombreuses. Elles ont leurs sièges sociaux en Amérique du Nord ou en Europe. Chacune d’entre elles possède une très faible part de marché.
               Nous allons examiner les problèmes résultant de cette dissymétrie et en déduire un possible futur du paysage de cette industrie.
         Tout d’abord regardons quels sont les principaux Groupes pétroliers privés et quelles sont leurs parts relatives mondiales d’extraction de pétrole, de raffinage et de production de gaz naturel. Le plus célèbre, Exxon-Mobil ne représente que 3,1% de l’extraction mondiale de pétrole, 6,5% du raffinage et 2,9% de la production de gaz. Il existe plusieurs dizaines d’autres Sociétés que celles mentionnées dans le tableau, dont l’activité repose sur l’extraction de gaz ou de pétrole et/ou le raffinage dont les parts de marché sont bien plus faibles.
               La question qui mérite d’être posée est la suivante: quel est l’avenir d’une quelconque de ces sociétés possédant quelques millièmes de la part du marché mondial? Voici quelques éléments qui peuvent éclairer la réponse.
               Dans un futur prévisible il est facile d’anticiper une baisse des parts de marché des Sociétés privées au profit des Sociétés nationales.
            – en raison de la déplétion des gisements de la Mer du Nord et américains où sont fortement présentes les Sociétés privées (50% des productions d’Exxon sont dans ces zones),
            – en raison de la volonté des Sociétés nationales de reprendre des parts majoritaires dans les consortiums (Gazprom en Russie, PDVSA au Venezuela),
            – à cause de la politique d’intégration des Sociétés d’états vers l’aval (raffinage et chimie) afin d’améliorer la valeur ajoutée de leurs productions. Elles le font avec l’aide des Sociétés privées qui apportent leur expertise,
            -en raison de l’arrivée des concurrents nationaux Chinois et Indiens, à laquelle s’ajoute la volonté de Gazprom de devenir un acteur international.
            Le futur des Sociétés pétrolières privées se dessine vers moins d’extraction, moins de raffinage, plus de taxes (Royaume-Uni, Alaska, Allemagne). Ce futur serait dramatique sans la montée inexorable des cours et sans l’accroissement de la technicité nécessaire pour atteindre des gisements plus difficiles à exploiter (huiles lourdes, sables bitumineux, offshore ultra profond, climats extrêmes) et pour utiliser des procédés moins polluants(capture et séquestration du CO2).
               Dans un marché où les volumes stagnent ou régressent, comportant de nombreux intervenants, la tendance est à la consolidation par des opérations de fusion acquisition. Il n’y a pas de raison fondamentale pour que cette règle générale ne s’applique pas au secteur pétrolier.
               Le frein majeur à ces mouvements de concentration, aujourd’hui, réside dans la profitabilité de tous, en raison de la montée des cours qui masque les faiblesses opérationnelles et la baisse des volumes. Mais les dernières baisses de volumes d’extraction de liquides au T3 publiées par BP (-5,4% / 2006) et RDShell (-8,8% / 2006) indiquent que le mal est profond. Pour stopper cette régression des productions, dans un contexte peu favorable à la prospection, il ne reste que la croissance externe.
               Chevron a absorbé Unocal, sous le nez des Chinois, en Août 2005; ENI a repris des actifs africains de Maurel et Prom, il est maintenant intéressé par Burren Energy en concurrence avec le coréen KNOC; Marathon va acheter le canadien Western Oil Sands pour 5,6 mds$. TAQA Société nationale d’Abu-Dhabi a fait une offre de 5mds$ canadiens (plus de 5 ans de production) à Primewest Energy Trust. Des mouvements sont donc perceptibles mais il n’y a pas eu, encore, une grande fusion ou OPA. La faible valorisation des Sociétés pétrolières rend un processus soudain de concentration hautement probable. Il sera alors très violent en raison d’énormes quantités de liquidités disponibles chez les pétrolières et de la volonté des Marchés de valoriser correctement ce secteur.
octobre 28, 2007
Energie: les grandes orientations de la recherche allemande
Berlin, 16 Octobre 2007, Deuxième Sommet sur la Recherche Climatique.
La Ministre Fédérale de la Recherche, Mme Shavan,a présenté le volet "Protection du Climat" de son gouvernement. Quatre axes principaux de collaboration entre la Recherche et l’Industrie ont été retenus.
En voici la liste, commentée.
1- Le développement de matériaux organiques photovoltaïques: tout le monde peut comprendre que recouvrir les déserts de Silicium est irréaliste. La recherche de substrats organiques moins onéreux et plus facilement déployables peut être un axe de R&D intéressant. Il faudra tout de même aller collecter le courant avec du Cuivre ou de l’Aluminium.La durée de vie sera également un problème, pour l’instant l’objectif visé est de deux à trois ans. C’est donc du très long terme.
2- Les possibilités de stockage de l’énergie: vaste programme! N’oubliez pas les énormes problèmes auxquels les Allemands sont confrontés avec leurs éoliennes "la plus imprévisible des sources d’énergie". L’énergie éolienne ne sera crédible que le jour où un stockage de l’énergie associé sera mis au point. On peut aussi penser au véhicule électrique, mais l’Allemagne n’a pas d’industrie des accumulateurs de haute performance. Peuvent se cacher, également, des projets farfelus de PAC.
3- Le développement de l’électronique automobile, dans le but de diminuer la consommation et la communication entre véhicules pour réguler le traffic. Normal, on est en Allemagne.
4- La capture et le stockage du CO2 (CCS). C’est sûrement le thème le plus prometteur et qui apportera à court et moyen terme des progrès significatifs. L’Allemagne brûle de la lignite pour faire de l’électricité, le Moyen-âge. La capture du CO2 à la sortie des chaudières serait la bienvenue, même s’il faut brûler un peu plus de lignite.
octobre 28, 2007
Les prévisions de l’AIEA pour 2020
               L’Agence Internationale de l’Energie Atomique vient de publier son nième rapport prévisionnel, à l’horizon 2020, de l’énergie électronucléaire dans le monde.
            Elle manipule deux hypothèses: la première (H1) fondamentalement antinucléaire, sans évolution notable des mentalités, l’autre (H2) un peu plus traumatisée par le réchauffement climatique et l’accroissement des prix de l’électricité, devant permettre de lancer quelques programmes.
            Quels sont les résultats?
               Dans le cas de H1 la progression de la puissance électronucléaire installée est de 0,9% par an, dans le cas de H2 elle est de 2,8% par an.
               En contrepartie , en raison de l’arrivée d’un milliard de plus d’habitants sur terre et de l’augmentation du niveau de vie des plus pauvres qui attendent l’électrification de leur village, la demande d’électricité augmentera de 1,6% à 3,3% par an.
               Donc la faible croissance de l’énergie nucléaire a des chances de ne pas suivre la demande globale. Sa part de marché mondiale devrait décroître, dans le cadre des hypothèses retenues.
                  Cependant, certains pays vont de toute évidence se "nucléariser" citons en par exemple en mentionnant la part d’électricité nucléaire dans leur pays à fin 2006 : la Chine (1,8%), l’Inde (2,6%), le Pakistan (2,7%), le Brésil (3,1%),les Pays-bas (3,5%), le Mexique (4,9%), l’Argentine (6,9%), la Russie (15,9%), le Royaume-Uni (18,4%), les USA (19,4%), l’Espagne (19,8%), le Japon (30%), l’Allemagne (31,4%).
               Il est évident que certains de ces pays sont déjà largement engagés dans des programmes de rattrapage. A fin 2006 il y avait 29 centrales électronucléaires en construction dans le monde, dont 7 en Inde, 5 en Russie, 4 en Chine. D’autres ont clairement décidé de reprendre leurs programmes de développement électronucléaire: les Etats-Unis, Le Royaume-Uni par exemple. Et les derniers, dont l’opinion évolue sensiblement, traumatisée par les rejets croissants de CO2, comme l’Allemagne, qui devrait à l’occasion d’un changement de majorité, relancer des programmes de centrales de nouvelles générations. Enfin il y a des pays qui n’ont pas d’industrie électronucléaire et qui désireront l’acquérir. L’actualité nous a désigné le Maroc et la Libye. Que fera l’Italie dans les années qui viennent?
               Le nouveau démarrage des programmes électronucléaires n’en est qu’à ses débuts, son amplification sera la bienvenue pour assurer la fourniture d’électricité à tous dans le monde.
octobre 27, 2007
Le DME, un vecteur d’énergie intéressant

         Le DME ou dimethyl éther est le plus simple des éthers de formule CH3-O-CH3. Il est connu, surtout au Japon et en Chine, comme un possible carburant obtenu par synthèse, à partir de gaz ou de charbon. De plus, il serait possible que sa synthèse à partir de cellulose, soit un jour rendue possible. C’est un futur candidat au remplacement du gasoil dans les véhicules diesel.
            C’est un gaz, liquide à -26°C, aux propriétés voisines de celles du Propane. Son énergie massique est plus faible que celle du Propane, mais comme il est plus dense à l’état liquide que ce dernier, son énergie volumique est très voisine de celle du Propane. C’est donc un gaz aisément liquéfiable qui peut être conditionné en bouteilles ou en cuves comme le Butane ou le Propane.
            Il présente aussi une caractéristique physique très intéressante: il possède un indice d’octane élevé ce qui permet de l’utiliser dans un moteur diesel en substitution du gasoil. Il n’est pas corrosif, il n’est pas agressif vis à vis de la couche d’ozone.
            Sa synthèse traditionnelle est réalisée à partir du méthanol. Mais les procédés les plus modernes, largement étudiés par les Japonais, utilisent le gaz naturel et obtiennent le DME en une seule étape, sans passer par le Méthanol.
            Le diagrame schématique des flux du procédé de synthèse du DME, développé par la société Japonaise JFE est le suivant :
               Son utilisation comme carburant gazeux liquéfié de véhicules à moteurs diesel est en cours d’évaluation en Chine et au Japon.
                  Au Japon, neuf Sociétés ont créé un "joint venture" pour construire une unité pilote de production de 80000 tonnes de DME par an, dans une usine de Mitsubishi Gas Chemical à Niigata. Le Groupe Total est associé à ce projet. En Chine, une unité pilote de production à partir de charbon est implantée à Shangai. Un projet industriel, de 210000 tonnes par an, aurait été lancé avec le japonais Toyo Engineering dans le Ningxia.
               D’après Total, ce produit pourrait être intéressant lors de l’exploitation de gisements gazeux de faibles tailles qui ne permettent pas de financer un gazoduc ou une unité de liquéfaction de type GNL. Une unité de synthèse et de conditionnement de DME au voisinage du gisement, serait une alternative beaucoup moins onéreuse.
octobre 27, 2007
La Mer Arctique, formidable réserve de gaz et de pétrole
               La montée des cours du pétrole et du gaz, le réchauffement climatique marqué dans la zone arctique rendent cette région plus attractive pour la prospection et l’exploitation de gisements pétroliers. On connaît les "North Slopes" de l’Alaska, sur les rives de la Mer de Beaufort, célèbres pour le gisement de Prudhoé Bay exploité, avec quelques problèmes environnementaux, par la Société BP. On a appris la mise en exploitation récente du champ gazier de Snohvit (Blanche Neige) dans la partie norvégienne de la Mer de Barents. Il a démarré les productions de GNL au mois de Septembre dernier, 24 ans après sa découverte. On le voit, les choses vont lentement dans ces régions froides.
               Il est possible d’anticiper que de nombreux nouveaux projets vont éclore dans cette très vaste région entourée par la Norvège, la Russie, les USA, le Canada et le Danemark qui possède le Groenland.
            Citons tout d’abord le projet majeur de Shtokman dans la Mer de Barents russe, situé à 500 km à l’Ouest de Mourmansk, qui devrait produire du gaz vers 2013 en gazoduc et 2014 sous forme de GNL, si tout va bien. Un consortium (Gazprom, Total, StatoilHydro) va étudier la faisabilité du projet et réaliser les chiffrages qui porteraient sur des investissements de 10 à 15 milliards de dollars.

Dans la région des "North Slopes" il existe encore de vastes gisements à exploiter. En particulier dans la zone de "l’Artic National Wildlife Refuge", réserve pour les animaux sauvages de la région, qui a été le support de bien des querelles politiques à Washington, sur l’opportunité de lancer des productions pétrolières. Le Congrès a finalement voté en faveur de l’exploitation.
            Une autre région intéresse à nouveau les Sociétés Pétrolières, c’est la partie canadienne de la Mer de Beaufort. Exxon Mobil et le canadien Imperial Oil ont gagné pour 600 M$ le droit d’exploration d’une large zone dans cette région. Des gisements de gaz ont été également découverts par Petro-Canada dans Melville Island, une des multiples îles canadiennes.
            La Norvège, le Canada, les USA poursuivent la vente de droits d’exploration dans la Mer de Barents par appel d’offre. D’immenses surfaces restent encore à explorer, mais les conditions de travail et les coûts de développement ralentiront le processus de développement, pour le plus grand bien des consommateurs de pétrole et de gaz de la fin du siécle.
            Cette région, il y a peu de temps encore négligée, est en train d’acquérir une grande importance énergétique et donc stratégique.
octobre 27, 2007
La capture du CO2 une activité en pleine forme

         La technologie des centrales électriques basée sur la combustion de produits carbo-polluants (charbon, lignite, gaz, huiles), réalise des progrès remarquables, en particulier par accroissement de la température de la source chaude qui permet, d’après Carnot, d’améliorer le rendement. Des conditions "super critiques" et "ultra super critiques" qui permettent d’atteindre des températures proches de 700°C, sont étudiées et industrialisées avec succès par le Groupe Alstom en France. L’opération de "retrofit" de centrales thermiques existantes, par des centrales de nouvelle génération, est donc un moyen élégant qui permet d’améliorer les rendements en les faisant passer de 30% à 45% et de réduire d’un tiers les émissions de CO2 au kWh.
                  L’étape suivante vers la réduction des émissions, consiste à capturer le CO2 pour pouvoir, par la suite, le séquestrer dans une nappe souterraine ou un gisement de pétrole ou de gaz par exemple. C’est le CCS (Carbone, Capture, Séquestration).
            Nous allons examiner les diverses techniques préconisées pour la capture du CO2 et souligner leurs limites.
               Tout d’abord éliminons, pour l’instant, la génération ultérieure, qu’est la "précombustion" qui consiste à produire un mélange H2 et CO2 par réaction oxydante de charbon et d’eau. La capture du CO2 de ce mélange conduit à de l’Hydrogène qui pourra, après conditionnement, être utilisé dans un moteur à explosion ou une PAC (pile à combustible). Cela évite de mettre la charrue avant les boeufs.
                  Nous allons examiner les techniques de post combustion. Les gaz qui s’échappent d’une centrale thermique sont constitués d’Azote, de CO2 et d’impuretés de type NOx ou SO2. Le CO2 est fortement dilué dans l’Azote, il va donc être très difficile à capter. La meilleure technique semble être d’utiliser de l’ammoniac réfrigéré. Alstom va tester cette nouvelle technologie avec E-On en Suède, avec StatoilHydro en Norvège et avec American Electric Power aux USA. Elle devrait permettre de récupérer 90% du CO2 des fumées, mais elle consommera 10% environ de l’énergie produite pour réfrigérer l’ammoniac et le séparer du CO2 par la suite. La non pollution consomme 10% de ressource supplémentaire: rien n’est gratuit en physique.
                  Une autre possibilité consiste à éliminer l’azote de l’air: c’est l’oxycombustion. Le principe consiste à brûler le gaz ou le charbon avec de l’oxygène mélangé à du CO2. Les gaz de brûlage, exempts d’azote, ne sont alors constitués que de CO2 et d’eau; la récupération du CO2 est grandement simplifiée. Ce procédé souffre cependant d’un défaut: il faut disposer d’oxygène, ce qui rend le coût peu attractif. Il pourrait cependant servir de technologie générique, pour la mise au point les générations suivantes.
                     De nombreuses études sont menées dans le monde pour développer un procédé d’oxycombustion sans apport d’oxygène pur. Deux approches semblent être les plus prometteuses, l’une par utilisation de membranes minérales à transport d’oxygène, proposée par Praxair. La durée de vie, le prix et l’efficacité de ces membranes sont déterminants pour une utilisation industrielle. L’autre approche repose sur l’utilisation d’oxyde de Nickel sur un modèle en boucle (CLC, Chemical Looping Combustion) dans laquelle l’oxyde de Nickel, en lit fluidisé, apporte l’oxygène qu’il a préalablement capté, dans une autre chambre de réaction, par oxydation à l’air de Nickel métallique.
         Il y a dans ces technologies fortement innovantes sûrement les voies d’amélioration des procédés qui permettront que les gaz d’échappement des chaudières des centrales électriques, du futur, soient quasi totalement débarrassés de CO2. Ces nouveaux procédés consommeront une partie de l’énergie pour produire leurs réactions de capture ou d’oxycombustion.
         Le Groupe Alstom est un des leaders mondiaux dans le développement de ces technologies d’avenir qui devront, à coup sûr, équiper les futures centrales électriques thermiques du monde entier.
octobre 27, 2007
Kirk Kerkorian veut se renforcer dans le raffineur américain TESORO

            La Tracinda Corp., dirigée par le milliardaire Kirk Kerkorian offre une prime de 12% pour monter dans le capital du raffineur américain TESORO. Elle possède pour l’instant 4% du capital, elle voudrait monter à 20%. Pour cela Tracinda a lancé une offre à 64$ l’action, pour 22 millions d’actions. Hier le cours de l’action Tesoro valait en clôture 57.20$. L’AMEX OIL INDEX panier de pétrolières cotées à Wall-Street gagnait près de 2% ce matin à 10h à New-York. TESORO gagnait 13% à 64.60$.
                  La baisse conjoncturelle des marges de raffinage, rend ces purs raffineurs (Valero, Tesoro, Sunoco) plus fragiles. Mais c’est la valorisation de tout le secteur pétrolier qu’il reste à mieux valoriser, en anticipant une nouvelle consolidation du secteur. Total à 16 heures ce Vendredi, gagnait un timide et ridicule 1,7% à 55 euros, prix d’il y a deux ans, le pétrole était à 55$/bl.
octobre 26, 2007
Les pétrolières US exclues du projet Shtokman
Vladimir Poutine a choisi. C’est son voisin norvégien Statoilhydro qui prendra les 24% restants du consortium Gazprom (51%) et Total (25%). Cette décision exclut de facto l’américain Conoco-Phillips qui était sur les rangs et ceci, bien qu’une partie du gaz, sous forme liquéfiée, soit destinée au marché américain. Certains spécialistes en stratégie géopolitique n’excluent pas que le projet d’implantation de bases antimissile américaines en Europe, ait pu influencer la décision de la Russie. Mais c’est surtout un signe russe de volonté de rapprochement économique avec l’Europe, son principal client, qui importe 42% de son gaz de Russie.
octobre 26, 2007
Taxes carbone en Alberta
            L‘extraction des sables bitumineux est pour l’Alberta à la fois une formidable apport d’activités et une cause de nuisances écologiques et d’inflation des prix. Le gouvernement local, qui dispose de recettes importantes, a cependant décidé, à l’approche de futures élections, d’accroître de façon très importante, les taxes sur l’exploitation des sables bitumineux.
               Il vient de décider d’accroître les royalties sur les sables bitumineux de 1% à 9% à dater du premier Janvier 2009. Les taxes sur les marges passeront, quand à elles, de 25% à 40% à la même date. Les deux principaux exploitants de ces sables, Syncrude et Syncor, qui avaient signé un accord sur les royalties jusqu’en 2016 devront renégocier cet accord.
                  Ces nouvelles législations, qui rappellent les méthodes des Etats pétroliers sud américains, ne dynamiseront pas le développement de l’extraction du bitume qui tend à patiner (voir les résultats de RDShell). Elles vont également renchérir le prix plancher des cours du pétrole en Amérique du Nord.
Les taxes carbone florissent en ce moment. Le gouvernement français a le temps, il peut attendre et voir.
octobre 26, 2007
Les recettes pétrolières alimentent les Fonds Souverains
Les financiers les plus aguerris estiment que les fonds de certains Etats trop riches, appelés "Fonds Souverains", s’élèvent, aujourd’hui, à un montant global compris entre 2000 et 2500 milliards de dollars. Ces fonds autrefois placés en obligations ou en hypothèques américaines ne posaient que peu de problèmes. Mais les "US Bonds" et les "Mortgages", "subprimes" ou non, sont de moins en moins prisés par les gestionnaires de ces riches Etats. Alors ces liquidités importantes cherchent à se placer sur des actifs économiques diversifiés. Les achats d’actions de Sociétés cotées, ou directement de Sociétés non cotées, occidentales sont tout particulièrement appréciés. Bien sûr, à la recherche d’une optimisation financière, se superposent des arrières pensées politiques ou industrielles. Ces fonds sont parfois les bienvenus mais ils sont aussi craints quand ils s’attaquent à des activités stratégiques. Les législateurs cherchent donc à se prémunir de certains raids ou agressions (USA, Allemagne, France). Mais d’où proviennent ces fonds et pourquoi sont-ils en croissance continue?
Ils existent, tout d’abord, en raison des déséquilibres commerciaux compensés par des mouvements de fonds et la création de réserves de change. Certaines Nations sont en déficit commercial quasi chronique, les USA par exemple, tandis que d’autres présentent des excédents commerciaux inexorablement croissants, telle la Chine.
Ils peuvent provenir d’excédents commerciaux très diversifiés comme c’est le cas pour la Chine, de la vente de matières premières (Australie, Brésil, Canada…) ou de la vente de produits pétroliers (Moyen-Orient, Russie, Canada, Venezuela,…). Les leaders industriels mondiaux de l’extraction pétrolière et gazière sont des Sociétés d’Etats. Citons, par exemple, l’ARAMCO (Arabie Saoudite), Gazprom (Russie), la NIOC (Iran), PEMEX (Mexique), PDVSA (Venezuela), StatoilHydro (Norvège), Sonatrach (Algérie), etc. Ils représentent les deux tiers de la production mondiale de pétrole et les quatre cinquièmes de celle du gaz.
Ceci représente des recettes considérables qui, pour un pétrole vendu à 75$/bl, s’élèvent à plus de 1500 milliards de dollars par an. Pour le gaz, vendu vers les 30$ l’équivalent baril, la recette annuelle est estimée à plus de 400 mds$. On peut donc considérer, compte tenu des cours actuels du pétrole et du gaz, que les Groupes Pétroliers étatisés mondiaux réalisent une recette globale annuelle de 2000 mds$.
De cette manne pétrolière, combien va se retrouver dans les réserves financières des Etats producteurs? Tout dépend du caractère dépensier ou économe de chacun des Etats concernés. Certains, très peuplés, ont besoin de la totalité de ces recettes pour assurer le budget de la Nation (Le Mexique, le Venezuela, l’Algérie, l’Iran), les devises sont aussitôt recyclées. Mais d’autres Etats peu peuplés, au pouvoir d’achat élevé, doivent au moins mettre le moitié de ces recettes en réserves (Arabie, Qatar, Koweït, Dubaï, Brunei, etc.) On peut donc estimer que 15% à 20% de ces recettes pétrolières, soit 300 à 400 mds$, seront déversés dans les Fonds Souverains cette année.
Ils s’ajouteront aux 300 ou 400 mds$ chinois qui vont s’investir, cette année, dans la China Investment Corp. Les raids et OPA sur les Sociétés occidentales vont donc se poursuivre. Les Groupes technologiques (EADS ?) et financiers (LSE, banques) devraient être très recherchés.
octobre 26, 2007