2016 sia partners energy lab oil&gas etude diversification des pétroliers episode 4 fr

Les pétroliers face au financement de l’après-pétrole : Épisode 4 – « Broyer de l’or noir » Réduction drastique des investissements et perspectives hétérogènes

2016

Résumé des épisodes précédents

Épisode 1 Les majors pétroliers investissent-ils dans les énergies alternatives ?

Alors que les majors pétroliers communiquent largement sur leurs actions dans le domaine des énergies renouvelables, l’étude de Sia Partners a mis en lumière le fait que les majors investissent en réalité très peu pour se développer dans les énergies alternatives.

Épisode 2 Quels sont alors leurs axes de diversification?

Le principal axe d’investissement et de diversification des majors pétroliers est le gaz naturel. Proche de leur cœur de compétence et présentant l’avantage d’être disponible en abondance et mieux réparti géographiquement, les majors se tournent toujours plus vers cette énergie.

La fin du « beyond petroleum » semble amorcée.

•

si

Épisode 3 Comment s’opère cette diversification ?

Afin de reconstituer leurs réserves et augmenter leurs productions, les majors ont très fortement augmenté leurs investissements.

Ceux-ci sont de plus en plus concentrés sur l’amont (non-conventionnels et gaz naturel liquéfié).

Alors que les non-conventionnels gagnent du terrain, les biocarburants mènent la résistance.

Épisode 4 Quelles stratégies face à la baisse du prix du baril ?

Alors que les cours du pétrole se sont effondrés, les résultats des compagnies internationales et nationales sont en net recul.

Les majors ont drastiquement réduit leurs investissements et mis en stand-by leur diversification « gaz ».

Pour certains, le recentrage sur les hydrocarbures s’affirme, pour d’autres au contraire, les stratégies de diversification dans les renouvelables reprennent.

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Executive Summary

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Executive Summary

Alors que le prix du baril a chuté de plus de 70% entre juin 2014 et février 2016, les résultats des majors* pétroliers sont dans le rouge.

Le chiffre d’affaires de l’ensemble des majors a baissé de -36% et le résultat nets de -85% en 2015. Les majors ont donc drastiquement réduit leurs investissements, poursuivi leurs désinvestissements, diminué leurs effectifs et réduit leurs coûts de -15% en 2015.

Les résultats des compagnies nationales** affichent un recul comparable : entre -16% et -34% de chiffre d’affaires en 2015. Elles ont également fortement réduit leurs investissements en 2014 et en 2015.

Avec -19% de réduction en 2015 pour l’ensemble des majors, c’est la deuxième année consécutive de diminution des investissements. La part du chiffre d’affaires investi est toujours très élevée (14%). A 87% dédiés à l’amont, ces investissements ne sont plus suffisants pour que les ratios de remplacement des réserves se maintiennent.

Malgré les bons résultats des segments aval, qui profitaient de marges de raffinage plus élevées, la diversification verticale n’a pas été renforcée et les investissements dans ce secteur ont également diminué de -19% pour l’ensemble des majors en 2015.

La production de liquide des majors suivait une tendance baissière depuis de nombreuses années, au profit de la production de gaz.

Cependant, en 2015 cette tendance s’est inversée avec une reprise de la production de liquide à près de 11 Mb/j. La production de gaz a quant à elle légèrement diminué pour s’établir à 1 306 Mm3/j. La part du gaz dans le mix de production est donc de 43% en 2015 alors qu’elle approchait 50% pour certains majors en 2013-2014. Cependant, au vu de leurs prévisions long-terme, cette inversion de tendance, due à un recentrage sur les actifs les plus rentables, ne semble pas structurelle.

Les compagnies nationales chinoises ont une stratégie de diversification « gaz » comparable à celle des majors. Elle est ralentie actuellement mais devrait reprendre.

Bien que la COP21 ait été marquée par un consensus global pour favoriser la transition énergétique, les stratégies des majors dans le domaine des énergies alternatives sont très hétérogènes. Certains se montrent ambitieux comme Total qui s’investit dans l’électricité qu’il définit comme l’énergie du 21ème siècle ou encore ENI qui s’engage dans le solaire. Les autres jugent que ce cycle bas n’est pas propice aux investissements dans ces secteurs. Seuls les biocarburants font l’unanimité. Mais les montants dédiés restent très limités (moins de 3% des investissements).

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*Les majors analysées dans cette étude sont BP, Chevron, ConocoPhilips, ENI, Exxon Mobil, Shell et Total **Les compagnies nationales analysées sont Sinopec, Petrochina, Gazprom, Petrobras, PDVSA et Pemex

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Tableau de bord des pétroliers

0

Des résultats financiers dans le rouge pour tous les majors Entreprise

Chiffre d’affaires (Mds $)

Résultat net (Mds $)

Investissements (Mds $)

ROACE1

Production liquide2 (kbp/j)

Production gaz (Mm3/j)

Réserves liquide (Mbp)

Réserves gaz (Mds m3)

Royal Dutch Shell

265,0

1,9

28,9

1,9%

1 509

237

5 296

1 058

ExxonMobil

268,9

16,2

31,1

7,9%

2 345

298

14 724

1 705

BP

226,0

- 6,5

19,5

- 4,9%

2 045

202

9 560

1 252

Total

165,4

10,5

28,0

9,4%

1 237

171

5 605

912

Chevron

138,5

4,6

34,0

2,5%

1 744

149

6 262

834

ENI

75,2

- 9,8

12,8

1,2%

908

133

3 559

518

ConocoPhillips

30,9

- 4,4

10,1

912

115

5 314

487

TOTAL (=somme)

1 170

12,5

164

10 700

1 306

50 320

6 765

1 2

NA

Rentabilité moyenne des capitaux mis en œuvre Liquide = crude oil + natural gaz liquids + bitumen

Evolution par rapport à 2014 ( si variation inférieure à +- 1%)

Suite à la chute du prix des hydrocarbures, les résultats financiers des majors sont en net recul. Les productions de liquide sont cependant à la hausse (+7%) alors que celles de gaz sont en léger repli (-2%).

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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1

Energy Lab Š Sia Partners

Investissements des pĂŠtroliers

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1

Investissements des pétroliers

Déjà en baisse depuis 2012, les résultats des majors ont été très affectés par la chute du prix du baril. Les chiffres d’affaires et les résultats nets accusent une baisse considérable en 2015 (respectivement -36% et -85%). BP, ENI et Conoco ont même affiché des pertes en 2015.

Les majors ont donc drastiquement réduit leurs investissements de -13% en 2014, de -19% en 2015 et cela devrait se poursuivre en 2016. Les investissements dans l’amont, qui représentent 87% des investissements de l’ensemble des pétroliers, suivent cette tendance avec une réduction de -20% en 2015. Les ratios de remplacement des réserves se sont effondrés pour certains, avec un ratio négatif pour Shell à -20%.

Les résultats des compagnies nationales ont également été très affectés. Les chiffres d’affaires ont diminué entre -16% et -34%. Elles ont également mis en place des stratégies de réduction des investissements. Petrochina les a diminué de -57% et Pemex de -38% en 2015, deuxième année consécutive de baisse.

En hausse depuis une décennie, les coûts de production ont été réduits de -15% pour l’ensemble des majors, principalement grâce à un recentrage sur les actifs les plus rentables.

Les difficultés rencontrées par le secteur amont sont en partie compensées par les gains du secteur aval (pour les majors diversifiés verticalement). Cependant, les investissements (-19% en 2015) et les capacités sont aussi en baisse dans ce secteur bien que plus rentable actuellement, puisque les marges diminuent avec l’ajustement des prix des produits.

Confrontés à une baisse durable du prix des hydrocarbures, les investissements des majors ont diminué de -19% en 2015. Des stratégies de réduction des coûts et recentrage sur les actifs les plus rentables sont mises en place pour faire face au cycle bas actuel.

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Investissements des pétroliers : Chiffres d’affaires et Résultats Nets 2015 : annus horribilis pour les majors pétroliers Evolution des chiffres d’affaires et résultats nets entre 2005 et 2015

Milliards de $

-37%

-32%

Taux de croissance 2014-2015 Ensemble des majors pétroliers Chiffre d’affaires

450

Résultat net -85%

-36% -37% 350

-30% -36% 250

-49% 150

-44%

Shell

ExxonMobil

BP

-76%

Total

Chevron

-670%

ENI

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

-18%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

-272%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

-164%

-50%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

-87% 50

ConocoPhilips

Après une hausse moyenne de 7% par an entre 2003 et 2014, les chiffres d’affaires ont chuté de -36% en 2015 sous l’impact de la baisse du prix des hydrocarbures. Une diminution comparable à celle de 2009 (-35% en moyenne par rapport à 2008).

Les résultats nets se sont effondrés de plus de 85% en 2015 après une croissance moyenne de 2% par an depuis 2003. Plusieurs acteurs ont subi une perte sur l’ensemble de l’exercice fiscal : BP (-6,5 Mds$), ENI (-10 Mds$) et Conoco (-4,4 Mds$). Une diminution bien plus sévère qu’en 2009 (-27% par rapport à 2008).

Les majors pétroliers ont été très affectés par la chute du prix du baril. Les chiffres d’affaires ont diminué de -36% en moyenne entre 2014 et 2015 et les résultats nets se sont effondrés de -85%. Total et Exxon sont les deux majors qui ont le mieux résisté.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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Investissements des pétroliers : Mise en perspective avec les résultats des NOCs*

1

Les résultats des NOCs en forte baisse également en 2015 Evolution des chiffres d’affaires et résultats nets entre 2005 et 2015

Milliards de $

-30%

500

-26% 400

300

-34%

-31%

-32%

-16% 200

-208% -34%

-65%

100

206%

-16%

-24%

Sinopec

Petrochina

Gazprom

Taux de croissance 2014-2015 du chiffre d’affaires

Petrobras

PDVSA

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

0

Pemex

Taux de croissance 2014-2015 du résultat net

Alors que les chiffres d’affaires étaient globalement en hausse depuis 2005, ils ont considérablement baissé en 2015 pour les NOCs étudiées. La baisse est du même ordre de grandeur que celle des majors.

Les résultats nets sont eux aussi en baisse en 2015, sauf pour Gazprom qui a profité de la remontée du rouble en 2015 malgré des volumes vendus en baisse.

Les résultats des NOCs sont également en forte baisse en 2015. Les chiffres d’affaires ont ainsi diminué entre -16% et -34%. Les dévaluations de monnaie ainsi que la baisse du prix des hydrocarbures sont responsables de ces diminutions.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des compagnies

* National Oil Companies

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Investissements des pétroliers : Investissements totaux

1

Une diminution considérable des investissements, une part amont toujours plus importante Evolution des investissements entre 2005 et 2015

Mds $

Part de l’amont dans les investissements 2005

50

2015

79%

82%

82%

82%

Shell 40

11,9%/an

Exxon 5,8%/an

30

5,2%/an

20 3,3%/an

2006 Total

2007

2008

Shell

2009

2010

ExxonMobil

BP

2011 ENI

2012

2013 Chevron

2014

76%

92%

70%

89%

2015

Conoco

Taux de croissance annuel moyen sur la période 2005-2015

%/an

87%

Chevron ENI

0 2005

72%

Total

3,3%/an 1,3%/an

87%

BP

7,2%/an

10

72%

Conoco

ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts, ses investissements y sont totalement consacrés

Evolution des investissements entre 2014 et 2015 Conoco

Shell

ENI

Exxon

BP

Chevron

Total

-41%

-23%

-21%

-19%

-18%

-16%

-8%

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Les investissements des majors ont baissé de -19% en 2015 par rapport à 2014. C’est pour la plupart la deuxième année consécutive de diminution des investissements. L’amont capte 87% des investissements, une part toujours plus importante.

Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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1

Investissements des pétroliers : Investissements amont Malgré une diminution considérable, des investissements qui restent colossaux dans l’amont Investissements dans l’amont entre 2005 et 2015

Mds $

TCAM* 2005-2015 Ensemble des majors pétroliers

45

5,6% 5,8%

40

14,0% 7,1%

35

9,2% 30

5,3%

25

1,3%

20

5,8%

15

10

5

ExxonMobil

BP

Total

Chevron

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Shell

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

0

ENI

ConocoPhilips * Taux de croissance annuel moyen

Après avoir eu un taux de croissance annuel moyen de 13,2% jusqu’en 2013, l’ensemble des investissements dans l’amont des majors a diminué de -8% en 2014 et de -20% en 2015 par rapport à l’année précédente. Représentant toujours près de 143 Mds $ en 2015, les investissements amont restent colossaux.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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Investissements des pétroliers : Ratio de remplacement des réserves

1

Particulièrement bas en 2015, ils ne devraient pas s’améliorer à court terme Evolution des ratios de remplacement des réserves pour les majors entre 2010 et 2015 250% 200%

Des évolutions sur l’année 2015 très disparates selon les majors : Shell et Conoco sont très impactés alors que ENI, Total et Chevron sont au dessus des 100%.

Le rachat de BG Group par Shell devrait lui permettre de retrouver un niveau de ratio plus sain en 2016.

150% 100% 50%

Stratégies de désinvestissements annoncées

0% 2010

2011

2012

2013

2014

2015

Majors

Programme

-50% Shell

Exxon

BP

Total

Chevron

ENI

Conoco

Somme 2013 des désinvestissements

Somme 2014 des désinvestissements

Somme 2015 des désinvestissements

- 49 Mds $

- 39 Mds $

- 27 Mds $

Shell (+BG)

-30 Mds $ entre 2016 et 2018

BP

-3 à 5 Mds $ en 2016

Total

-10 Mds $ entre 2015 et 2017

Chevron

-15 Mds $ entre 2014 et 2017

ENI

-7,9 Mds € entre 2016 et 2019

Conoco

-1 à 2 Mds $ d’ici 2017

Avec les annonces de poursuite des diminutions d’investissements et les programmes de désinvestissements pour 2016+, les ratios de remplacement des réserves devraient poursuivre leur chute pour les années à venir. Ces résultats sont critiques. Shell obtient un résultat négatif à -20% et c’est la première fois en plus de 20 ans qu’Exxon obtient moins de 100%.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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1

Investissements des pétroliers : Coûts de production Dans le contexte de prix bas des hydrocarbures, un inversement de la tendance de long terme

$/bep

Evolution des coûts de production entre 2005 et 2015 Evolution moyenne 2014-2015 des dividendes par action

20

+ 0,3%

Une politique commune : diminuer les coûts de production pour satisfaire les actionnaires

14,6

16

13,7

Programmes de réduction des coûts

13,0

12

Majors

10,6

Objectifs

Total

3 Mds $ d’économies en 2017

Shell (+BG)

-10% des coûts d’opération

ENI

-7% des coûts d’opération d’ici 2018 et -25% des coûts d’administration

BP

6 Mds $ d’économies entre 2014 et 2017

Conoco

1 Md $ de réduction des coûts d’opération entre 2014 et 2016

8,3 8

7,6 7,2 4

0 2005

2006 Shell

2007

2008

2009

ExxonMobil

BP

2010 Total

2011

2012 Chevron

2013 ENI

2014

2015

Conoco

En 2015, les coûts de production ont diminué de -15% pour tous les majors après avoir eu une tendance haussière pendant plus de 10 ans à en moyenne 13% par an. Cela s’explique principalement par les pressions appliquées à l’industrie parapétrolière (-30% des coûts exigés), les réductions d’effectifs ainsi que par le recentrage des majors sur leurs actifs les plus rentables. Ce dernier facteur ne sera plus d’actualité dès lors que le cours du baril permettra l’exploitation des gisements les plus coûteux.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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1

Investissements des pétroliers : La diversification verticale L’aval, un hedging naturel de court terme Evolution des capacités de raffinage des majors

Mb/j

Indicateur Raffinage / Production

7 6

Volume raffiné / Production de liquide

-4,2%/an

2005

2015

Exxon

2,3

1,9

Shell

1,9

1,9

Total

1,5

1,6

BP

0,9

0,8

Chevron

0,7

0,7

ENI

0,5

0,6

5 4

-5,0%/an

3

-3,7%/an 2

-3,5%/an -8,7%/an

1 0 2005

0,9%/an 2006

Shell

2007

2008

2009

ExxonMobil

2010

BP

2011

Total

2012

2013

Chevron

2014

2015

ENI

Taux de croissance annuel moyen sur la période 2005-2015

Les majors* ayant d’importantes capacités de raffinage (par rapport à leur niveau de production) ont mieux résisté à la baisse du prix des hydrocarbures. En effet, ce segment de marché redresse ses marges quand le prix du baril commence à diminuer.

Exxon, Shell et Total ont donc pu compenser une partie de l’impact des prix sur l’amont avec les résultats de leur secteur aval.

Au contraire, BP souffre particulièrement en ce moment et le fait que le britannique ait délaissé l’aval le fragilise d’autant plus. *ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts, il n’est pas étudié dans cette partie.

Avec la baisse de la production de liquide sur la période et puisque l’aval est un segment moins rentable que l’amont, les capacités de raffinage de l’ensemble des majors ont diminué en moyenne de -4,5% par an depuis 2005. En 2015 néanmoins, l’aval a en partie sauvé les majors intégrés verticalement mais avec des marges qui ont déjà commencé à fléchir, cela devrait être moins vrai en 2016.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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1

Investissements des pétroliers : Investissements aval Pas de renforcement des investissements dans l’aval Investissements dans l’aval entre 2005 et 2015

Mds $

1,9%

TCAM 2005-2015 Ensemble des majors pétroliers

-3,4%

7

-0,8%

6

0,5%

5

7,9%

-10,9% 4

-5,7% 3

2

Shell

ExxonMobil

BP

Total

Chevron

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

1

ENI

*ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts, il n’est pas étudié dans cette partie.

Même si l’aval est un hedging naturel face aux fluctuations du prix du baril pour les majors, les stratégies de réduction relative des budgets aval se sont poursuivies en 2015 avec une baisse de -19% des investissements par rapport à 2014 pour l’ensemble des majors.

Cette réduction est particulièrement importante pour Total (-57%), ENI (-37%) et BP (-35%). Les majors n’ont donc pas œuvré pour un renforcement de la diversification verticale.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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2

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La diversification “gaz” en stand-by

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2

La diversification « gaz » en stand-by Jusqu’en 2013, la part du gaz dans les réserves des majors ne cessait d’augmenter témoignant d’une réelle diversification « gaz ». En effet, alors que celles de pétrole stagnaient pour l’ensemble des majors, celles de gaz augmentaient à rythme annuel moyen de 1,3%. Cependant depuis deux ans, les réserves de gaz ont diminué pour tomber à 6 765 Mds m3 en 2015.

Au niveau de la production, la diversification « gaz » - très marquée pour ENI, Total et Conoco - est également en stand-by actuellement. Alors qu’il y a deux ans, la part du gaz dans le mix de production s’approchait des 50% pour certains pétroliers, elle est de 43% pour l’ensemble des majors fin 2015. Cela est du à un recentrage sur les actifs les plus rentables.

Alors que les compagnies nationales, produisant exclusivement les ressources sur leur territoire, ajustent leurs mix de production aux politiques et énergies disponibles, les NOCs chinoises suivent une stratégie comparable aux majors. La part de gaz dans le mix de Sinopec a augmenté de 12 points de pourcentage et celle de Petrochina de 10,5 points depuis 2007. Une diversification cependant ralentie depuis 2013 qui devrait repartir avec le développement des non conventionnels et les volontés du gouvernement.

Les prévisions à long terme des pétroliers misent sur une augmentation de la demande de gaz entre 1,6% et 1,8% par an pour les deux prochaines décennies. La demande de pétrole ne devrait augmenter que de 0,7% à 0,9% par an. Les majors anticipent donc toujours une revanche du gaz et leur diversification « gaz » n’est donc que temporairement arrêtée.

Malgré une réduction récente de la part de gaz dans le mix de production à 43%, la diversification gaz devrait reprendre pour l’ensemble des majors dès que les conditions technico-économiques y seront plus favorables.

Energy Lab © Sia Partners

17

La diversification « gaz » en stand-by : Réserves et production de liquide

2

Les réserves sont renouvelées et la production repart à la hausse Réserves de liquide (Mbp) 16 000

Rang

Entreprise

Réserves 2015

TCAM 2005-2013

TCAM 2013-2015

TCAM 2005-2015

12 000

1

Exxon

14 724

3,0%

5,5%

3,4%

10 000

2

BP

9 560

0,6%

-2,6%

0,0%

8 000

3

Chevron

6 262

-2,9%

-0,7%

-2,4%

6 000

4

Total

5 605

-2,4%

1,8%

-1,6%

5

Conoco

5 314

-1,4%

-1,9%

-1,5%

6

Shell

5 296

5,0%

-10,5%

1,7%

7

ENI

3 559

-1,9%

5,0%

-0,6%

50 320

0,3%

-0,1%

0,2%

14 000

4 000 2 000 2005

2006

Shell

2007 Exxon

2008

2009

BP

2010 Total

2011

2012

Chevron

2013 ENI

2014

2015

Conoco

TOTAL (=somme)

Production de liquide (kb/j) 3 000

Rang

Entreprise

Production 2015

TCAM 2005-2013

TCAM 2013-2015

TCAM 2005-2015

1

Exxon

2 345

-1,7%

3,2%

-0,7%

2

BP

2 045

-3,0%

0,8%

-2,2%

3

Chevron

1 744

0,5%

0,4%

0,4%

4

Shell

1 509

-3,2%

-1,0%

-2,8%

5

Total

1 237

-4,0%

3,0%

-2,7%

6

Conoco

912

-4,5%

2,6%

-3,1%

7

ENI

908

-3,5%

4,4%

-2,0%

10 700

-2,6%

1,7%

-1,7%

2 500 2 000

1 500 1 000 500 2005

2006

Shell

2007 Exxon

2008 BP

2009

2010 Total

2011

2012

Chevron

2013 ENI

2014

2015

Conoco

TOTAL (=somme)

Sur les 10 dernières années, les réserves ont été renouvelées mais la production a baissé de -1,7% par an en moyenne pour l’ensemble des majors. Inversion de tendance en 2015 : la production a augmenté pour tous les majors.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

18

La diversification « gaz » en stand-by : Réserves et production de gaz

2

Réserves et production globalement en hausse depuis 2005 Réserves de gaz (Mds m3) 2 500

Rang

Entreprise

Réserves 2015

TCAM 2005-2013

TCAM 2013-2015

TCAM 2005-2015

1

Exxon

1 705

0,9%

-8,5%

-1,0%

2

BP

1 252

-0,6%

-2,0%

-0,9%

3

Shell

1 058

2,0%

-6,2%

0,3%

4

Total

912

3,7%

-1,2%

2,7%

5

Chevron

834

2,8%

0,5%

2,3%

6

ENI

518

0,4%

0,4%

0,4%

7

Conoco

487

0,8%

-8,2%

-1,0%

6 765

1,3%

-4,3%

0,1%

2 000 1 500 1 000 500 2005

2006 Shell

2007 Exxon

2008

2009 BP

2010 Total

2011

2012

Chevron

2013 ENI

2014

2015

Conoco

TOTAL (=somme)

Production de gaz (Mm3/j)

400

300

200

100

2005

2006 Shell

2007 Exxon

2008

2009 BP

2010 Total

2011

2012

Chevron

2013 ENI

2014

2015

Conoco

Rang

Entreprise

Production 2015

TCAM 2005-2013

TCAM 2013-2015

TCAM 2005-2015

1

Exxon

298

3,1%

-5,7%

1,3%

2

Shell

237

1,9%

-6,6%

0,1%

3

BP

202

-2,2%

0,6%

-1,6%

4

Total

171

3,3%

-1,1%

2,4%

5

Chevron

149

2,6%

0,7%

2,2%

6

ENI

133

2,3%

4,1%

2,7%

7

Conoco

115

2,5%

-0,1%

2,0%

1 306

1,8%

-2,3%

1,0%

TOTAL (=somme)

Les deux dernières années n’ont pas été bénéfiques pour le gaz, que ce soit en termes de réserves ou de production. En effet, en 2015, la production de gaz a diminué de -1,7% dans l’ensemble. Suite au rachat de BG Group finalisé en février 2016, Shell devrait devenir le premier producteur de gaz.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

19

2

La diversification « gaz » en stand-by : Production des majors Sur 10 ans, une part de gaz croissante dans le mix de production

Production de liquide Mkb/j

Evolution de la production de liquide et de gaz entre 2005 et 2015 05

2500

05

BP +1,4

2300

15

Chevron -0,2

2100

05 15

Exxon +4,8

1900

15 1700

1500

Shell +7,3

05

05

Conoco +11,8

Total +12,4

15

05

1300

15

05

1100

15 900 80

15

ENI +12,4

130

Production de gaz Mm3/j 180

Flèche de tendance

230

280

Evolution de la part du gaz dans la production sur la période 2005-2015 (en point de pourcentage après conversion en Bep)

La part du gaz dans la production totale des majors a augmenté de 6,1 points depuis 2005. En 2013, elle avait augmenté de 8,0 points mais elle a diminué depuis. Avec plus de 10 points de pourcentage d’augmentation de la part du gaz dans le mix de production depuis 2005, ENI, Total et Conoco sont les trois majors à s’être le plus tournés vers le gaz.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

20

2

La diversification « gaz » en stand-by : Mix de production des majors Une inversion de la tendance de long-terme en cette période de prix bas des hydrocarbures Evolution du mix de production gaz/liquide entre 2007 et 2015 Shell

100%

Exxon

BP

Total

Chevron

ENI

Conoco

Ensemble des majors

90%

80%

70% 11,3

4,4

60%

0,7

-5,9

0,8

8,2

5,5

10,9

5,6 -3,9

1,6

-0,4

50%

-1,1

2,7 0,0 -2,1

40%

30%

20%

10%

0%

2007

2011 2015 2007 2011 2015 2007 2011 2015 2007 2011 2015 2007 2011 Hausse/baisse de la part du gaz dans le mix de production sur les périodes 2007-2011 et 2011-2015 (en points de pourcentage)

2015 2007

2011

2015 2007

Production gaz

2011

2015 2007

2011

2015

Production liquide

Après plusieurs années de forte augmentation (atteignant ou s’approchant de 50% pour ENI, Exxon, Shell et Total en 2013-2014), la part de gaz dans le mix de production se situe autour de 43% en 2015 pour l’ensemble des majors alors qu’elle était de 45% en 2014.

Cette inversion récente de tendance peut s’expliquer en partie par le recentrage sur les actifs les plus rentables.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

21

2

La diversification « gaz » en stand-by : Mix de production des NOCs Des dynamiques spécifiques par pays, dépendant principalement des politiques et ressources nationales Evolution du mix de production gaz/liquide entre 2007 et 2015 Petrobras

Saudi Aramco

Gazprom

PDVSA

Pemex

100% 90% 80%

-2,3 70%

-1,7 60% 50%

2,3 5,0

40%

3,6

30%

2,2

0,6

5,4

1,6

-1,4

20% 10% 0%

2007

2011

2015

2007

2011

2015

2007

2011

2015

2007

2011

Hausse/baisse de la part du gaz dans le mix de production sur les périodes 2007-2011 et 2011-2015 (en points de pourcentage)

2015

2007

Production gaz

2011

2015 Production liquide

La part du gaz dans le mix de production augmente pour les NOCs de pays producteurs principalement de pétrole (+3,6 points de pourcentage pour Saudi Aramco entre 2007 et 2015). Pour Gazprom, principalement producteur de gaz, elle diminue. Ces tendances s’expliquent par le fait que les compagnies nationales se sont d’abord concentrées sur leurs réserves les plus abondantes et doivent aujourd’hui se diversifier petit à petit.

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22

La diversification « gaz » en stand-by : Mix de production des NOCs chinoises

2

Tout comme les majors, la diversification gaz a récemment ralenti mais devrait repartir Production 2015

Mbep

Evolution du mix de production gaz/liquide entre 2007 et 2015 Sinopec

35%

Petrochina

Petrochina

100% 90%

25%

Sinopec

0

400

Pétrole (Chine) Gaz (Chine)

800

80%

1200

Pétrole (Autres) Gaz (Autres)

1600

Part du gaz en 2015

70% 60% 6,6

50%

Les plans quinquennaux fixent des objectifs de réduction de l’intensité carbone ambitieux (-17% dans le 12ème et -18% dans le 13ème), qui stimulent la consommation de gaz.

En accord avec le 13ème plan quinquennal, Sinopec annonce que ses investissements 2016 seront majoritairement dédiés au développement des gaz de schistes, à l’expansion des pipelines de gaz et à la construction de capacités de stockage de gaz.

7,2

3,9 4,8

40% 30%

20% 10% 0%

2007

2011

2015

2007

Hausse/baisse de la part du gaz dans le mix de production sur les périodes 2007-2011 et 2011-2015 (en points de pourcentage)

2011

2015 Production gaz Production liquide

Les dynamiques de la diversification « gaz » des compagnies nationales chinoises sont similaires à celles des majors. Elles produisent de plus en plus de gaz (+12 points de pourcentage pour Sinopec entre 2007 et 2015). Cependant, l’accroissement de la part du gaz dans le mix de production a récemment ralenti. Il devrait repartir à la hausse avec le développement des non conventionnels sur le territoire et en ligne avec les directives des plans quinquennaux.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des compagnies

23

2

La diversification « gaz » en stand-by : Les prévisions des majors Inversion de tendance temporaire : le « golden age of gas » toujours d’actualité Prévisions de la demande mondiale d’énergie

Mds tep 20

1,4

1,0 0,9

16

Pour BP, le gaz sera la seule énergie fossile dont la consommation et la part dans le mix énergétique augmenteront sur les 20 prochaines années.

Pour Exxon, le gaz, énergie fossile qui aura la plus grande croissance, répondra à 40% de l’augmentation de la demande à horizon 2040.

12

8

0,9

0,7

0,4

1,8

1,6

1,6

4

0

2014 Gaz

2035 BP Energy Outlook 2016 Pétrole

2040 Exxon Energy Outlook 2016 Autres

2040 AIE – WEO 2015 New Policies

Entre 2011 et 2015, l’AIE a revu à la baisse ses prévisions de croissance du gaz. Cependant dans son World Energy Outlook de 2015, la part du gaz dans le mix énergétique, la demande et la production sont encore en forte augmentation par rapport à aujourd’hui. Les perspectives à long terme sont donc toujours prometteuses.

Exports de GNL entre 2014 et 2040 x3 (Exxon)

TCAM 2014-2035 Schistes 5,6% (BP)

TCAM 2014-2035(2040)

Malgré une diminution récente de la part du gaz dans le mix de production des majors, leurs prévisions à long-terme sont toujours tournées vers une augmentation de la demande de gaz plus forte que celle du pétrole. Selon les prévisions, la demande de gaz pourrait atteindre entre 4,2 et 4,4 Mds tep en 2040. Dans ce contexte, l’inversion de tendance récente au niveau du mix de production ne semble pas structurelle.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après AIE et outlook des majors

24

3

Energy Lab Š Sia Partners

Les investissements dans les ĂŠnergies alternatives

25

3

Les investissements dans les énergies alternatives

Les investissements des majors dans les énergies alternatives sont très hétérogènes et trop peu pérennes.

Plusieurs vagues de diversification puis de désinvestissements ont eu lieu depuis les années 70. Sur les 10 dernières années, seuls les biocarburants font l’unanimité.

L’électricité et le solaire captent l’attention des plus ambitieux. En effet, Total, toujours très actif dans le solaire depuis le rachat de SunPower en 2011, se positionne dans l’électricité en devenant fournisseur et grâce à ses deux dernières acquisitions : Saft, fabricant français de batteries pour le stockage d’énergie pour 950 M€ et Lampiris, fournisseur belge de gaz et d’électricité verte pour 180 M€. De son côté, ENI se lance dans un projet d’envergure dans le solaire d’une capacité de 420 MW. Les biocarburants ont toujours la côte. Les pétroliers disposent d’importantes capacités de production, notamment Shell avec plus de 1 100 ML/an et BP avec près de 1 700 ML/an. ENI et Total profitent de l’excès d’essence sur le marché européen pour transformer certains de leurs sites en bioraffineries.

Les autres énergies alternatives piétinent un peu. Ayant cherché depuis 2010 à se désengager du secteur éolien, la plupart des majors n’y est plus active. Cependant, Shell a tenté une reprise sur un projet de 350 MW (sans succès) et Total a investi dans United Wind. Parallèlement, les projets se poursuivent dans le CCS* sans connaître de grands développements.

Recentrage sur son cœur de métier ou bien stratégies ambitieuses dans les renouvelables, les points de vue des majors diffèrent. Cependant, même dans le deuxième cas, les investissements restent encore marginaux (moins de 3% des investissements totaux).

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* Carbon Capture and Storage

26

3

Les investissements dans les énergies alternatives Les principaux faits marquants des 10 dernières années témoignent de stratégies trop peu pérennes

Investissements

Mise en opération d’une ferme éolienne par Chevron

BP construit une usine de fabrication d’éthanol au UK et rachète Tropical Bio Energia et CNAA

Chevron s’associe avec LS9

Création de Shell investit dans Raízen par Shell la start-up et Cosan Synthetic Genomics Total Chevron s’associe avec s’associe avec Amyris Solazyme Rachat d’une majorité du capital de Sun Power par Total entre au Total capital de Gevo

2006

Désinvestissements

Shell répond à un appel d’offre pour construire une ferme éolienne

2007

Shell vend ses activités dans le solaire Total abandonne de nombreux projets éoliens

2008

2009

Shell ne développe plus sa filiale Shell Wind Energy

2010

2011

BP abandonne le solaire

Total investi dans United Wind

Shell investit dans GlassPoint Solar

Rachat de Saft et de Lampiris ENI met en par Total service sa biorafferie de Porto Marghera et prévoit de ENI lance un projet transformer solaire en Egypte, deux autres au Pakistan et en sites Italie

BP construit 2 fermes éoliennes aux US avec Sempra Combine

2012

2013

2014

2015

BP tente de vendre sa division Eolien sans succès Chevron vend sa filiale Chevron Energy Solution

2017

Mise en vente de certains actifs géothermiques en Asie par Chevron

Légende Shell BP Total

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2016

Le site de La Mède de Total deviendra une bioraffinerie

Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

Chevron ENI

Eolien Solaire Biocarburants

27

Les investissements dans les énergies alternatives : Les bons et les mauvais élèves

3

Des stratégies disparates mais toujours une timide participation Part des investissements destinés aux énergies alternatives en 2015*

Domaines de développements actuels dans les énergies alternatives Eolien

3,0%

Total

2,5% 2,0%

Solaire

Bio carburants

Autre Electricité

ENI

1,5%

Shell

1,0%

Chevron

0,5%

BP

0,0% BP

Shell

Total

ENI

Exxon

Même pour les plus volontaires, la participation dans les énergies renouvelables est toujours marginale par rapport aux investissements effectués dans les hydrocarbures.

De la veille active et des partenariats de recherche mais peu de développements de la part de BP, Chevron et Exxon.

Cependant en mai 2016, bien que toujours minoritaires, les motions réclamant une prise en compte plus affirmée du changement climatique pour ces deux derniers pétroliers ont réalisé de bons scores. Une participation plus marquée à venir ? * Investissements nets n’incluant pas les acquisitions

Des développements à deux vitesses sur les deux dernières années : certains pétroliers se recentrent sur leur cœur de métier (Chevron, Exxon, BP) alors que d’autres renforcent leurs stratégies de diversification dans les énergies alternatives (Total, ENI). Cependant, la part des investissements destinés aux énergies alternatives est toujours inférieure à 3%.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

28

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Eolien Shell et Total relancent l’activité

Entreprise

Shell Exxon

BP

Total

Chevron

Indicateur

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Commentaires

507

Shell Wind Energy exploite 8 fermes aux USA. En 2016, Shell a répondu à un appel d’offre pour en construire 350 MW au large des Pays-Bas (sans succès).

1556

Malgré une position forte depuis 2006, BP a tenté sans succès de vendre sa division en 2013. Aucun développement depuis.

10

Après l’abandon de certains projets en 2007, Total a investi dans United Wind en juillet 2016, société développant des projets de mini éoliennes (10-100kW).

17

Exploitation d’une ferme sur l’un de ses anciens sites de raffinage (pas de développement).

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

318

450

450

547

547

547

507

507

507

507

Investissements dédiés Investissements dédiés Puissance installée (MW)

32

43

373

432

711

774

1048

1590

1590

1588

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

12

12

12

12

12

12

12

12

12

10

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

ENI

Investissements dédiés

Ensemble

Tendance

17

NB : ConocoPhillips s’est recentré sur les activités amont en 2012 et n’est donc pas étudié dans cette partie.

17

17

17

17

17

Degré d’investissement, de « stratégique » à « veille passive »

Sur les 10 dernières années, tous les majors ont cherché à sortir du secteur éolien. BP dispose encore d’actifs mais ne les développe plus. Cependant, Shell a tenté de relancer ses activités en 2016 en répondant à un appel d’offre pour construire 350 MW au large des Pays-Bas. Parallèlement, Total a investi dans United Wind.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

29

Les investissements dans les énergies alternatives : Solaire

3

Total et ENI actifs, les autres beaucoup moins voire pas du tout Entreprise

Shell Exxon

BP

Total*

Indicateur

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

80

2,5

2,5

2,5

Commentaires Shell a investi fin 2012 dans GlassPoint Solar qui construit actuellement 1 GW dans le projet Miraah à Oman.

Investissements dédiés Investissements dédiés Puissance installée (MW)

Abandon du solaire en 2011.

139

201

228

213

203

325

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

6

10

38

38

40

78

678

726

711

1000

1057

Avec le rachat de SunPower en 2011, collaboration sur différents projets au Japon et au Chili, qui pourraient mener à d’autres en Afrique et au Moyen-Orient.

Chevron

Investissements dédiés

Des projets de démonstrateurs CPV** au Nouveau Mexique et en Californie.

ENI

Investissements dédiés

En 2016, ENI lance un projet conséquent en Egypte (150 MW d’ici 2017), au Pakistan (50MW d’ici 2017) et en Italie (220MW d’ici 2022).

Ensemble

Tendance

NB : ConocoPhillips s’est recentré sur les activités amont en 2012 et n’est donc pas étudié dans cette partie. *Total : capacité de production de cellules photovoltaïques uniquement. **CPV : concentrating photovoltaïc.

Après Total qui est investi fortement dans le solaire via SunPower depuis 2011, c’est ENI qui relance le secteur avec un projet d’envergure en 2016 représentant une capacité de 420 MW. Energy Lab © Sia Partners

Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

30

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Biocarburants De grands producteurs de biocarburants

Entreprise

Shell

Indicateur

BP

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Commentaires

1125

Avec Raízen, Shell est actif dans la 1ère génération et depuis 2015 dans la 2ème (également 3 pilotes aux USA et en Inde).

Investissements dédiés Puissance installée (ML/an – quote-part)

Exxon

2005

0,5

0,5

0,5

1

1

1

1105

1105

1105

1105

Un nouveau partenariat de recherche avec Renewable Energy Group (biodiesel).

Investissements dédiés Investissements dédiés Puissance installée (ML/an – quote-part)

218

218

218

1395

1395

1395

1445

1698

BP est un grand producteur d’éthanol grâce à différentes acquisitions.

Total*

Investissements dédiés

Producteur d’ETBE, investi dans la 2ème et de 3ème génération et producteur de biojet, Total transformera son site de La Mède en bioraffinerie d’ici 2017.

Chevron

Investissements dédiés

Développement progressif sur les 2ème et 3ème générations.

Investissements dédiés

Après avoir converti son site de Porto Marghera, ENI souhaite augmenter sa capacité (>500 Mt/an) et transformer deux autres raffineries (Venise et Gela).

ENI

Puissance installée

254

(ML/an – quote-part)

Ensemble

Tendance

NB : ConocoPhillips s’est recentré sur les activités amont en 2012 et n’est donc pas étudié dans cette partie. *Total ne distinguant pas sa production d’ETBE (Ethyl-tertio-butyl-éther) des quantités incorporées dans ses raffineries, seuls les biocarburants de 2 ème et 3ème génération sont comptabilisés.

Proche de leur domaine d’activité, tous les majors sont actifs dans les biocarburants depuis près d’une décennie et de nombreux développements sont en cours. En Europe, l’excès d’essence sur le marché des produits raffinés permet à Total et ENI de transformer certains de leurs sites en bioraffineries.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

31

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Autres technologies Un intérêt d’ensemble pour le CCS

Entreprise

Indicateur

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Participation à deux projets.

CCS

Shell

Exxon

BP

Cogénération à partir de biomasse (capacité, MW)

CCS (capacité, Mt/an)

203

4,3

4,3

4,3

4,3

4,3

6,3

6,3

233

6,3

468

6,3

470

6,3

470

6,9

CCS (capacité, Mt/an)

Chevron

Un nouveau partenariat avec Fuel Cell Energy pour capter le CO2 au niveau des centrales à gaz.

Total participe à 3 projets de CCS (dont un de nouvelle génération à Lacq).

0,1

0,1

0,1

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

Electricité

Devenu fournisseur en 2015, Total s’investit fortement avec le rachat de Saft et Lampiris en 2016.

Géothermie (capacité, MW)

En plus de ses activités en Indonésie et aux Philippines, Chevron a un projet en Californie (50 MW) mais a mis en vente certains actifs en 2016.

784

1161

1263

1260

1260

1260

1260

878

910

924

CCS

Conoco

Via Raízen, Shell est un important producteur d’électricité à partir de biomasse au Brésil.

Une unité pilote en Algérie depuis 2004 (injection suspendue depuis 2011).

CCS (capacité, Mt/an)

Total

Commentaires

924

Deux projets majeurs (5 Mt/an).

CCS (capacité, Mt/an)

Un projet majeur : Lost Cabin (1 Mt/an).

Les projets de CCS des majors se poursuivent sans connaître de développements majeurs. Peu d’autres énergies alternatives sont populaires. Total sort du lot en se lançant dans l’électricité en 2015 et avec le rachat de Saft et Lampiris en 2016.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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3

Les investissements dans les énergies alternatives : Electricité verte et stockage Le rachat de Saft et Lampiris par Total : un secteur à fort intérêt Entreprise

Montant de l’acquisition

Date

Grands chiffres de l’entreprise •

Saft

•

950 M€

Mai 2016

• • • •

Lampiris

•

180 M€

Juin 2016 • •

759 M€ de chiffre d’affaires en 2015, soit une augmentation de 12% par rapport à 2014 Un résultat net en forte baisse en 2015 mais positif : 13,6 M€ (72% par rapport à 2014) 4 segments de marché : Applications stationnaires de secours, Electronique civile, Transports et Espace et défense 4 140 salariés dont 1 480 en France Plus de 3 000 clients, 14 sites de production dans le monde 1,7 Mds € de chiffre d’affaires et un résultat net de 16,3 M€ sur la période 01/01/2014 – 30/09/2015 850 000 points de fourniture en Belgique et plus de 170 000 en France Part de marché en Belgique fin 2014 : 10,6% pour le gaz et 8,3% pour l’électricité 350 salariés

Après s’être lancé dans la fourniture d’électricité, ces acquisitions vont permettre au pétrolier français de comprendre les marchés électriques grâce à un positionnement sur certains éléments de la chaine de valeur. L’objectif étant de multiplier par 3 d’ici 2025 les quantités fournies.

Pour 950 M€ et 180 M€ respectivement, Total s’est offert Saft et Lampiris. Avec ces deux acquisitions, le pétrolier français montre que « l’électricité est l’énergie du 21ème siècle » en se positionnant sur le marché du stockage de l’énergie et en renforçant ses activités de commercialisation de gaz et d’électricité.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels

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3

Les investissements dans les énergies alternatives : Stratégies des majors Total et ENI ambitieux, Shell assez actif, BP, Chevron et Exxon désintéressés Entreprise

En bref

Shell

Après l’abandon des investissements dans le solaire en 2006, Shell se focalise sur les biocarburants et le CCS. 2016 devrait marquer le retour de l’éolien.

Au total, ce sont 200 M$ par an qui sont mobilisés pour investir dans les biocarburants, l’hydrogène carburant et l’éolien.

Exxon

Exxon est le plus « noir » de tous les pétroliers. Pas d’investissements significatifs dans les énergies alternatives (hormis CCS) et cette stratégie continue.

BP

Total

Chevron

ENI

Après l’abandon du solaire en 2011, BP n’investit plus dans l’éolien.

L’ancien leader des pétroliers dans les renouvelables ne présente aujourd'hui pas de volonté particulière de se réengager.

Total est actif dans le solaire, dans les biocarburants et depuis peu dans l’électricité. 2016 marque également la reprise de l’éolien.

Le projet « One Total » fixe un objectif de 20% de renouvelables dans le portefeuille d’activités en 2035.

Pour ce faire, 500 M$ d’investissements par an y sont dédiés.

Chevron a vendu sa filiale Chevron Energy Solution en 2014.

Le plus grand acteur privé de la géothermie se concentre sur ce secteur ainsi que sur le CCS et les biocarburants.

La stratégie renouvelable d’ENI est tournée vers le solaire et les biocarburants. Les initiatives se multiplient depuis peu.

Au total, ENI prévoit d’investir 1 Md€ sur 3 ans à partir de 2016 (également répartis entre les projets et la recherche).

Les stratégies suivies par les majors sont très hétérogènes. D’une part, Chevron, Exxon et BP sont désintéressés. D’autre part, Total, Shell et ENI allouent un budget dédié à leurs activités dans les énergies alternatives. Total fixe même un objectif ambitieux et encourageant de 20% de renouvelables dans son portefeuille d’activités en 2035.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

34

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