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Les pétroliers face au financement de l’après-pétrole : Épisode 5 – « L’amorce d’une reprise chez les majors » Des investissements toujours en baisse mais une reprise amorcée au cours de l’année 2016

Septembre 2017

Résumé des épisodes précédents

Épisode 1 : Les majors pétrolières investissent-elles dans les énergies alternatives ?

Alors que les majors pétrolières 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 pétrolières 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.

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.

•

si

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.

Épisode 5 : Et dans un contexte de prix durablement bas du baril ?

Alors que le prix du baril reste bas, les investissements poursuivent leur baisse. Les majors cherchent à se recentrer sur leur cœur de métier afin de réduire leurs coûts de production. Les majors européennes poursuivent leur diversification dans les énergies alternatives, contrairement aux majors américaines qui privilégient le schiste états-unien.

Energy Lab © Sia Partners – Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand

2

0

Energy Lab © Sia Partners

Executive Summary

3

0

Executive Summary

Alors que le prix moyen du baril sur l’année 2016 a chuté de 15% par rapport à 2015, les chiffres d’affaires des majors pétrolières* suivent la même tendance : ils ont baissé de 15% entre 2015 et 2016. Certaines majors ont cependant redressé leurs résultats nets ; c’est le cas de Shell, BP, ENI et ConocoPhillips. Le résultat net de ces deux dernières, ainsi que celui de Chevron, sont néanmoins dans le rouge. Cependant, au cours de l’année 2016, la reprise s’est amorcée pour l’ensemble des majors (+7% par trimestre sur les chiffres d’affaires).

Les investissements totaux des majors ont poursuivi leur tendance baissière avec -25% entre 2015 et 2016**. La tendance qui s’observait entre 2006 et 2015 d’une augmentation de la part des investissements dédiés à l’amont s’est inversée : alors qu’elle était passée de 80% en 2006 à 86% en 2015, elle a été réduite à 82% en 2015, rendant le remplacement des réserves critique. Toutes les majors ont réduit la part de leurs investissements dédiés à l’amont entre 2015 et 2016, sauf ENI qui l’a maintenue.

Les majors – américaines principalement – profitent du boom du schiste états-unien : avec des réserves de 43 Gb, l’EIA indique que 48% de la production américaine provenait de cette ressource non-conventionnelle en 2016. Néanmoins, cette production est assurée à plus de 75% par les indépendants américains. Ceux-ci, implantés localement, bénéficient de coûts de production bien plus faibles que les majors (autour de 6 $/bep contre 9,6 $/bep pour les majors)***.

La forte diversification gaz observée jusqu’en 2014 – quand la part du gaz dans la production a atteint 45% – a été suivie d’un ralentissement, qui s’est confirmé en 2016. Alors que les productions de liquides et de gaz sont en hausse (+3% et +4% entre 2015 et 2016, respectivement), la part de gaz dans la production est restée la même qu’en 2015 (43%).

La diversification dans les énergies alternatives se renforce pour les majors européennes afin de faire face aux difficultés dans le cœur de métier, la dernière en date étant Shell, qui a annoncé y consacrer 1 Md$ par an d’ici 2020. Les majors américaines restent quant à elles beaucoup plus orientées vers leur secteur d’expertise.

Energy Lab © Sia Partners – Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand

*Les majors analysées dans cette étude sont BP, Chevron, ConocoPhillips, ENI, ExxonMobil, Royal Dutch Shell et Total **Sans prendre en compte l’acquisition de BG Group par Shell 4 ***Coûts de production dans le secteur amont

0

Contexte Un contexte de prix durablement bas du baril

$/b 120

Entre 2009 et 2011, le cours grimpe de 80% passant de 62$ à 111$ en moyenne sur l’année, en partie dû à la croissance chinoise et des tensions autour des matières premières.

110 100 90

Brent ($/b)

Henry Hub ($/Mbtu)

9

8 Entre 2014 et 2016, le prix du baril s’effondre de 56%, pour passer de 99$/b à 44$/b.

L’offre de gaz naturel restant largement plus importante que la demande, le prix du gaz naturel reste bas aux Etats-Unis.

80

Une offre importante associée à une ralentissement de la demande maintiennent un prix du baril bas.

Les réserves mondiales de gaz naturel augmentent de 6% en un an, limitant la remontée du prix du gaz naturel.

Après le pic de 2008, le prix du baril moyen annuel chute de 37% entre 2008 et 2009.

50

7 6 5

70 60

$/MBtu 10

40

4

3 2 1 0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

 Majors

2014

2015

2016

2017



Les résultats nets des majors atteignent un record de 149 Mds$.

Acquisition de XTO Energy pour 41 Mds$ afin d’accentuer sa diversification gaz.

Rachat de 60% du capital de Sun Power par Total.

 Mesures marquantes

2013

Afin d’enrayer la chute du prix du pétrole, l’OPEP – avec l’Arabie Saoudite en tête – décide de réduire sa production de 4,8 Mb par jour entre 2008 et 2009.

Recentrage sur les activités amont uniquement.

En 2013, les investissements totaux des majors atteignent un record : 234 Mds$.

Acquisition de BG Group pour 53 Mds$, renforçant les activités amont du groupe.

 Face à une résistance de l’Arabie Saoudite, l’OPEP ne parvient pas à s’accorder sur une réduction de la production pour arrêter la chute du prix du baril.

Rachat de Maersk Oil pour 7,45 Mds$, renforçant les activités de Total dans la Mer du Nord.

 Les USA lèvent l’interdiction d’exporter des produits pétroliers du pays.

Accord de l’OPEP ainsi que d’autres grands producteurs pour limiter la production afin de tenter de faire remonter le prix du baril.

Entre 2008 et 2009, le prix du baril chute de 37% en moyenne sur un an, avant une remontée de 80% sur deux ans entre 2009 et 2011. Il se maintient ensuite à des niveaux au dessus de 100 $/b jusqu’en 2013, avant de rechuter et de s’établir à 44 $/b en moyenne en 2016.

Depuis 2009, l’offre importante de gaz naturel a gardé le prix du Henry Hub en dessous des 5 $/Mbtu en moyenne sur une année.

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

0

Contexte Demande de pétrole et prix du baril devraient croître, alors que les majors restent prudentes Prévisions de demande de pétrole d’ici 2040

Mb/j 120

Prévisions de prix réels du baril de Brent d’ici 2040

$/baril

0,7%

160

0,3%

AIE (Mesures actuelles)

0,4% -0,7%

100

140

AIE (Nouvelles mesures)

80

120 60

EIA 100

40

AIE (Scénario 450) 80 20

Banque Mondiale* 60

0 AIE (Mesures actuelles) 2000

2015

AIE (Nouvelles mesures) 2025

2040

AIE (Scenario 450)

X%

OPEP

TCAM 2015-2040

40 2015

2016

2020

2025

2030

2035

2040

*Banque Mondiale : moyenne du WTI, Brent, Dubai

Scénario « Mesures actuelles » Prise en compte des mesures déjà mises en place uniquement

Scénario « Nouvelles mesures » Prise en compte des mesures déjà mises en place et annoncées

Scénario 450 Scenario permettant d’atteindre l’objectif de réchauffement de 2°C par rapport à l’ère préindustrielle

Major

BP

Chevron

Conoco Phillips

ENI

Exxon Mobil

Total

2020

$55$60/baril

$50/baril

$50/baril

$70/baril

$57/baril

$60/baril

D’après le scenario de référence de l’AIE, la demande mondiale en pétrole devrait croître de 0,3%/an jusqu’en 2040, et le cours du baril devrait lui aussi remonter pour dépasser les 100 $/b dès 2025. En annonçant leurs objectifs à court terme, les majors sont plus prudentes quant au prix du baril, l’estimant principalement entre $50/baril et $60/baril en 2020.

6 Energy Lab © Sia Partners – Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand Sources: Analyse Sia Partners d’après Banque Mondiale, EIA, AIE, présentations investisseurs des majors

0

Contexte Des stratégies étroitement liées au prix du baril pour les majors pétrolières

Evolution du prix du baril et du résultat net des majors Investissements totaux et prix du baril depuis 2006 depuis 2006 $/bep

Mds$

120

160

Investissements (Mds$)

Marge de raffinage et prix du baril Brent ($/bep)

250 2013

230

110

140

100

120

90

100

80

80

70

60

60 50

40

40

20

Brent ($/bep)

RN total (Mds$)

Alors que le chiffre d’affaires est logiquement fortement corrélé au prix du baril, le résultat net global des majors l’est aussi. Depuis 2006, une augmentation (une baisse) du prix du baril d’un dollar en moyenne sur un an a pour effet d’augmenter (de réduire) le résultat net global des majors de 1,3 Mds$.

120

21

110

19

100

210

2014

190

2012 2011

170

2015 2009

2006

110 40

60

15 13 11

60 2007

2016

90

70

2010

150

17

80

2008

130

30 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

BP RMM* ($/bep)

80

Investissements et prix du baril en 2006

100

Prix du baril ($/bep) 120

Régression linéaire

Les investissements totaux des majors pétrolières sont également proportionnels au prix du baril.

L’effet d’une augmentation (d’une baisse) du prix moyen du baril d’un dollar sur une année a pour conséquence d’augmenter (de baisser) l’investissement total des majors de 1,2 Mds$.

9

50 40

7 20062007200820092010201120122013201420152016 Brent

BP RMM

Dans le secteur aval, la marge de raffinage n’est pas directement corrélée au prix du baril, comme le montrent les tendances différentes en 2008 et en 2015. Cette marge est liée au spread entre le baril et les produits pétroliers. Le spread est particulièrement important lors de fortes variations du prix du baril, comme ce fut le cas en 2008 et en 2015. *Indicateur de marge de raffinage de BP

Les stratégies et résultats des majors pétrolières sont étroitement liés au prix du baril. Depuis 2009, le résultat net suit la même tendance que le cours du baril. Une augmentation d’un dollar de ce dernier sur un an a pour conséquence d’augmenter les investissements cumulés des majors de 1,2 Mds$ sur un an.

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

Tableau de bord des pétroliers

0

Baisse des chiffres d’affaires et des investissements, hausse des résultats nets et de la production

Entreprise

Chiffre d’affaires (Mds $)

Résultat net (Mds $)

Investissements (Mds $)

ROACE1

Production liquide2 (kb/j)

Production gaz (Mm³/j)

Réserves liquides (Mb)

Réserves gaz (Mds m³)

Royal Dutch Shell

233,6

4,6

27,0 3

3,0%

1 838

301

6 253

1 148

ExxonMobil

226,1

7,8

19,3

3,9%

2 365

287

10 557

1 600

BP

186,6

0,1

19,4

2,8%

2 048

200

10 333

1 228

Total

149,7

8,3

20,5

7,5%

1 271

183

5 414

934

Chevron

114,5

- 0,5

22,4

- 0,1%

1 719

149

6 328

814

ENI

61,7

- 1,6

10,2

0,2%

878

136

3 398

632

ConocoPhillips

24,4

- 3,6

4,9

- 5,0%

926

109

3 387

431

TOTAL (=somme)

997

15,1

123,6 3

11 045

1 364

46 170

6 788

NS

NS

1

Rentabilité moyenne des capitaux mis en œuvre Liquide = crude oil + natural gas liquids + bitumen 3 Sans prendre en compte l’acquisition de BG Group par Royal Dutch Shell 2

Evolution par rapport à 2015 ( si variation inférieure à ± 1%)

Face à une légère remontée du prix du baril fin 2016, les tendances observées en 2015 commencent à s’inverser, même si trois majors affichent toujours un résultat net négatif en 2016. Alors que les réserves liquides ont chuté (-8%) après une baisse des investissements, les productions liquides (+3%) et gaz (+4%) sont en hausse.

Energy Lab © Sia Partners – Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand

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

1

Energy Lab Š Sia Partners

Investissements des pĂŠtroliers

9

1

Investissements des pétroliers

Après une année 2015 catastrophique pour l’ensemble des majors (-36% du chiffre d’affaires entre 2014 et 2015*) les résultats de certaines majors s’améliorent. Alors que les chiffres d’affaires restent à la baisse (-15% entre 2015 et 2016), deux tendances se dessinent parmi les résultats nets : les majors dont la reprise est amorcée (Shell, BP, ENI, ConocoPhillips) et celles pour lesquelles cette reprise devra attendre au moins un an encore (ExxonMobil, Chevron, Total). Chevron, ENI et ConocoPhillips affichent tout de même des résultats nets négatifs, avec une perte cumulée de 5,7 Mds$.

Cependant, au cours de l’année 2016 – et jusqu’au deuxième trimestre de 2017 au moins – les résultats trimestriels montrent une inversion de tendance : le chiffre d’affaires des majors augmente de 7% par trimestre en moyenne, et le résultat net de 82% par trimestre.

Les investissements totaux ont été réduits de 25% entre 2015 et 2016**. La part des investissements dédiés à l’amont a été réduite de 86% en 2015 à 82% en 2016, tous les majors la réduisant sauf ENI qui l’a maintenue.

Les majors se recentrent sur des terrains plus rentables. Le schiste américain est une opportunité, notamment pour les majors états-uniennes déjà bien implantées localement. Les majors européennes se tournent vers d’autres perspectives : le schiste argentin ou chinois pour Total et BP, ou encore l’Iran, avec qui Total a signé le premier gros contrat d’une major étrangère (5 Mds$) depuis la levée partielle des sanctions le 16 janvier 2016. Total a également annoncé l’acquisition de Maersk Oil pour plus de 7 Mds$, qui doit être conclue début 2018, dans le but de réaliser des économies d’échelle et de renforcer ses réserves et sa production en Mer du Nord.

L’inversion de la tendance parmi les résultats des majors au cours de l’année 2016, combinée à une stabilisation des prix du baril et à une baisse des investissements qui devrait se poursuivre, doit permettre aux majors pétrolières de voir leurs résultats progresser en 2017. * Voir épisode précédent : http://www.energie.sia-partners.com/20161021/diversification-des-petroliers-episode-4

Energy Lab © Sia Partners – Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand ** Sans prendre en compte l’acquisition de BG Group par Shell.

10

1

Investissements des pétroliers : Chiffres d’affaires et Résultats Nets 2016 : une tendance toujours à la baisse, des chiffres d’affaires au plus bas depuis 2003 Evolution des chiffres d’affaires et résultats nets entre 2006 et 2016

Milliards de $

-16%

-16%

450

TCAM 2012-2016 Ensemble des majors pétroliers Chiffre d’affaires

-16%

-18%

Résultat net* -43%

350

-13%

-17% -22%

250

-21% 150

-36% -35% -68%

BP

Total

Chevron

ENI

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

ExxonMobil

-15%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Royal Dutch Shell

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

50

ConocoPhillips

Après une baisse de 36% entre 2014 et 2015, le chiffre d’affaires de l’ensemble des majors a diminué de 15% entre 2015 et 2016. Le chiffre d’affaires des 7 majors pétrolières est passé sous la barre des 1 000 milliards de dollars pour la première fois depuis 2003, pour atteindre 997 Mds$.

Le résultat net de l’ensemble des majors, qui avait baissé de 86% entre 2014 et 2015, a augmenté de 21% entre 2015 et 2016, grâce à l’acquisition de BG Group par Shell. Trois majors sont dans le rouge (Chevron, ENI et ConocoPhillips), BP est à l’équilibre, alors que Shell, ExxonMobil et Total parviennent à maintenir de résultats nets positifs malgré de fortes baisses. *L’absence de bulle indique qu’un résultat net passe de positif au négatif, ou vice versa

Les tendances du prix du baril et des chiffres d’affaires des majors sont étroitement liées : depuis 2012, le prix du baril a chuté de 21% par an en moyenne, alors que les chiffres d’affaires ont chuté de 18% par an en moyenne.

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

1

Investissements des pétroliers : Résultats trimestriels depuis deux ans Une inversion de la tendance au cours de l’année 2016, poursuivie en 2017 Evolution des chiffres d’affaires et résultats nets entre le T2-2015 et le T2-2017

Mds $ 80

8% 5%

70

7%

Taux de croissance trimestriel global du T12016 au T2-2017 du chiffre d’affaires

82%

Taux de croissance trimestriel global du T12016 au T2-2017 du résultat net*

8% 4%

60 50

8%

3%

12%

40 30 20

26% 9%

13%

10

Chevron

ENI

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

Total

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

BP

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

ExxonMobil

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

Royal Dutch Shell

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2017 T2 2017

0

ConocoPhillips

Alors que le chiffre d’affaires total des sept majors avait chuté de –13% par trimestre entre le deuxième trimestre de 2015 et le premier trimestre de 2016, il est reparti à la hausse. Depuis le premier trimestre de 2016 (et jusqu’au deuxième trimestre de 2017), il augmente de +7% par trimestre.

Le résultat net des majors reste encore fébrile. Même s’il progresse de 82% par trimestre en cumulé depuis le premier trimestre de 2016, les tendances sont diverses selon la major. *L’absence de bulle indique qu’un résultat net passe de positif au négatif, ou vice versa

L’année 2016 et le premier semestre de 2017 montrent un retour des résultats au niveau de début 2015. Le résultat net cumulé du premier semestre de 2017 s’établit à 21 Mds$, proche du premier semestre de 2015 qui affichait un résultat net cumulé de 24 Mds$.

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12 Sources : Analyse Sia Partners d’après résultats trimestriels des majors

Investissements des pétroliers : Investissements totaux

1

Des investissements totaux qui restent en baisse Evolution des investissements entre 2006 et 2016

Mds $

Part de l’amont dans les investissements 2006

12%

80 70

2016

81%

92% *

82%

75%

76%

83%

76%

78%

77%

90%

66%

90%

Shell

60

* Dû à l’acquisition de BG Group

ExxonMobil 50 40

0%

BP

3%

30

3%

Total

0%

20

1%

10

Chevron

0% -9%

0 2006

2007

2008

Total

Shell

2009

2010

ExxonMobil

2011

2012

2013

2014

BP

ENI

Chevron

2015

ConocoPhillips

Shell avec rachat de BG Group

%/an

ENI

2016

ConocoPhillips

Taux de croissance annuel moyen sur la période 2006-2016

Evolution des investissements entre 2013 et 2016 Conoco Phillips

Exxon Mobil

BP

Chevron

Shell

Total

ENI

-69%

-55%

-47%

-46%

-41%

-40%

-40%

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ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts depuis 2012 , ses investissements y sont totalement consacrés

Alors que les investissements totaux ont baissé de 47% sur l’ensemble des majors depuis 2013, les montants d’investissements sont quasiment retombés aux montants de 2006 : 124 Mds$ en 2016 contre 116 Mds$ en 2006, alors qu’ils étaient montés jusqu’à 234 Mds$ en 2013.

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

1

Investissements des pétroliers : Investissements amont Des investissements amont toujours en baisse, retour à des niveaux comparables à 2009

Mds $

Evolution des investissements dans l’amont entre 2006 et 2016

73

TCAM* 2014-2016 Ensemble des majors pétroliers

45

-19%

-33%

40

-26%

-25%

-22%

35

-8% 30

25

-19% 20

-47%

15

10

BP

Total

Chevron

ENI

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

ExxonMobil

Shell, dont acquisition de BG Group

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Royal Dutch Shell

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

5

ConocoPhillips * Taux de croissance annuel moyen

Depuis 2014, les investissements amont sont en forte baisse avec -25% par an sur l’ensemble des majors. Toutes les majors sont revenues à des montants comparables ou inférieurs à ceux de 2009. Les investissements amont représentent 100 Mds$ en 2016 (10% du chiffre d’affaires cumulé des majors).

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

14

Investissements des pétroliers : Ratio de remplacement des réserves

1

Des ratios inquiétants, parfois sous le seuil des 100% Evolution des ratios de remplacement des réserves pour les majors entre 2011 et 2016 300% 200% 100% 0% 2011 -100%

2012

2013

2014

2015

2016

-200% -300% -400% Royal Dutch Shell Chevron Shell + BG Group

ExxonMobil

BP

ENI

ConocoPhillips

Total

Somme 2014 des désinvestissements

Somme 2015 des désinvestissements

Somme 2016 des désinvestissements

- 39 Mds $

- 27 Mds $

- 18 Mds $

Méthodologie Le ratio de remplacement de réserves se calcule par le quotient des nouvelles additions aux réserves par la production. Un ratio de 100% implique donc qu’une major a complètement renouvelé le stock écoulé par sa production.

Tous les majors ont vu leur ratio de remplacement de réserves chuter entre 2015 et 2016 sauf BP et Shell.

Cette année, les ratios d’ExxonMobil ConocoPhillips sont devenus largement négatifs.

et

Avec le prix du baril en baisse, ExxonMobil a revu ses réserves à la baisse : 3 809 Mbep de ses réserves ne sont plus prouvées (i.e. elles ne sont plus exploitables économiquement). Combiné à des découvertes et autres additions de 551 Mbep seulement, et à une production de 1 527 Mbep, la major a un ratio de -313% pour l’année 2016.

La cas de ConocoPhillips suit la même logique.

La baisse de la part des investissements amonts associée à la hausse de production et la baisse du prix du baril ont eu pour conséquence directe de faire chuter les ratios de remplacement des réserves. Quatre des sept majors ont ainsi un ratio inférieur à 100%. Les désinvestissements suivent une tendance baissière, puisqu’ils ont baissé de 46% en deux ans.

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

1

Investissements des pétroliers : Coûts de production* Une tendance à la baisse qui se confirme depuis 2014 Evolution des coûts de production entre 2006 et 2016

$/bep 20

Evolution 2015-2016 des dividendes par action

16

11,9 11,6 11,5

12

Programmes de réduction des coûts Major

9,9 8

8,5 6,2 5,9

4

0 2006

2007

Royal Dutch Shell

9,6

2008

2009 ExxonMobil

2010 BP

2011 Total

2012

2013

2014

Chevron

ENI

2015

Objectifs

Total

3,5 Mds $ d’économies entre 2014 et 2017, un coût de production ramené à 5,5 $/bep en 2017, 5 $/bep en 2018.

Shell (+BG Group)

Pas d’annonce concrète, mais volonté de réduire les coûts grâce aux synergies obtenues avec BG Group.

BP

Pas d’annonce. Plan précédent de réduction atteint.

ConocoPhillips

600 M$ d’économies entre 2016 et 2017.

2016

ConocoPhillips

Tous les majors ont maintenu ou augmenté leurs dividendes, sauf ConocoPhillips qui les a réduits de 66% en un an.

Coût de production moyen en 2016 ($/bep)

Les coûts de production ont continué de baisser pour l’ensemble des majors pétrolières en 2016, et ont été réduits d’un quart depuis 2014 (-28%), pour atteindre 9,6 $/bep en moyenne en 2016**. Ceci s’explique par un recentrage sur les actifs les plus rentables, et la tendance devrait se poursuivre en 2017 au vu des programmes de réduction des coûts des majors.

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*Coûts de production : coûts dans le secteur amont **Moyenne pondérée par la production de la major

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

Zoom : L’Iran

1

Une opportunité de renouveler les réserves à moindre coût saisie par Total Evolution des réserves iraniennes depuis 1990 Mds barils 170

Mds m³ 1400

150

1200

Evolution de la production iranienne depuis 1990 kb/j 7000 6000

800

5000 130

1000

110 90

4000

600

800

3000

400

600

2000

Liquides (Mds barils)

Gaz naturel ères 1 réserves mondiales

2016

2014

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

400

1990

70

200

1000

0 1990

Gaz naturel (Mds m³)

Le contrat de Total (2017)

Mm³/j 1000

2000

2010

2020

Liquide (kb/j)

Liquides réserves mondiales

4èmes

• • • •

0 2040

2030

Gaz naturel (Mm³/j)

Un nouveau contrat pour favoriser les investissements étrangers Nouveau contrat : Iran Petroleum Contract (IPC)

Ancien contrat

Depuis la levée partielle des sanctions internationales le 16 janvier 2016 et malgré la situation politique qui reste instable, l’Iran cherche à attirer de nouveaux investisseurs, notamment grâce à des coûts de production bas (5$/bep) et un nouveau contrat plus avantageux.

L’AIE prévoit des productions de gaz et de liquide en croissance de respectivement 2,3% et 2,0% par an d’ici 2040.

Les réserves considérables de l’Iran, associées à sa production qui devrait augmenter de plus de 2%/an d’ici 2040 et à des conditions d’investissements plus avantageuses, renforcent l’attractivité du pays pour les majors pétrolières.

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5 Mds $ 50% Total, 30% CNPC, 20% Petropars Exploitation de la Phase 11 du projet South Pars en 2021 Production de 370 kbep/j, soit +15% de production pour Total.

Durée

5 à 10 ans

20 à 25 ans, prolongeable

Propriété

Iran (une fois le développement achevé).

Joint Venture

Capex

Investissements fixés au début du contrat (non modifiables).

Investissements modifiables après le début du contrat.

Récupération possible uniquement pendant la durée du contrat.

Pas de seuil maximal de récupération des coûts.

Rémunération en cash ou en nature par baril produit.

Récupération des coûts & rémunération

Seuil de récupération fixé a maxima à 50% des revenus.

Réserves

Propriété de l’Etat iranien, selon la constitution. Possibilité dans certains cas pour l’investisseur de comptabiliser les réserves avec l’IPC. Sources : Analyse Sia Partners, EIA, OPEP, AIE

17

1

Zoom : Le schiste américain Des réserves abondantes attractives pour les majors américaines principalement

En bref

Part dans la production en 2016*

Royal Dutch Shell

Shell opère dans 5 bassins au Canada et 3 aux USA: Permian, Haynesville et Appalachia (Marcellus and Uttica). L’ensemble des découvertes de gaz états-uniennes en 2016 provenaient du schiste (4 000 Mm³).

1% à 5%

ExxonMobil

ExxonMobil possède une filiale XTO Energy depuis 2010 orientée schiste aux USA et au Canada. En janvier 2017, Exxon signe un contrat de 6,6 Mds$ pour des droits de forage dans le bassin Permian aux USA. Le recentrage vers le schiste devrait s’accentuer avec le prise de fonction du nouveau PDG depuis début 2017. 25% des réserves d’Exxon en 2016 étaient des ressources non-conventionnelles. De plus, 25% des investissements d’Exxon devraient être consacrés au schiste en 2017.

3% à 6%

BP

BP a racheté en 2015 du terrain à Devon Energy (indépendant américain) dans le bassin de San Juan aux Etats-Unis. BP a récemment investi dans le schiste chinois et argentin, plutôt que le schiste américain.

3% à 9%

Total

Total a racheté des terrains à Chesapeake (indépendant américain) pour 2 Mds$ en septembre 2015, et a investi 1,7 Mds$ dans la construction d’un vapocraqueur dans le Texas début 2017, dont l’input sera du gaz de schiste.

<3%

Chevron

Chevron prévoit de consacrer 2,5 Mds$ parmi ses 17,3 Mds$ d’investissements amont en 2017 dans le schiste, notamment dans le bassin Permian aux Etats-Unis.

2% à 8%

ConocoPhillips

ConocoPhillips a vendu des actifs de production conventionnelle début 2017 pour se concentrer sur le nonconventionnel. Près de 46% des investissements de 2017 devraient être alloués au schiste américain.

15% à 20%

ENI

ENI n’a quasiment aucune implantation dans le schiste américain. Un accord avec Quicksilver Resources en 2013 pour des réserves de schistes dans le Texas ne lui permet de produire que 4 kbep/j de non-conventionnels.

<1%

Entreprise

Présence

*Estimation Sia Partners

Degré d’implantation, de « forte » à « absente»

Les majors américaines, déjà implantées, ont investi dans le schiste américain, et devraient continuer d’investir massivement sur ce marché. Les majors européennes sont moins présentes et semblent moins intéressées par cette ressource à l’image de Total qui favorise des investissements en Mer du Nord avec le rachat de Maersk Oil pour plus de 7 Mds$.

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

1

Zoom : Le schiste américain 90% des réserves détenues par 5 bassins de gaz et 3 bassins de pétrole Implantations dans le « Lower 48 »* des majors pétrolières ainsi que les entreprises schistes sélectionnées

Légende Bassin de pétrole X

Formations clefs

Williston

Réserves 2015 (Mbep)

5 030 X

Bakken, Three Forks

Bassin de gaz Formations clefs

Réserves 2015 (Mbep)

Appalachia 15 318

4 626

Marcellus, Utica, Pt. Pleasant

Arkoma, Anadarko Woodford, Fayetteville

Indépendants américains EOG Resources Pioneer Natural Resources EQT Antero Resources Whiting Petroleum

Permian (Delaware, Midland) Wolfcamp, Bone Spring

782

3 060

2 304

Texas/Louisiana Salt Haynesville, Bossier

Fort Worth Barnett

Western Gulf

7 823

Eagle Ford

48% de la production américaine en 2016 provenait du schiste. La part des majors dans cette production de schiste ne représente que 15% à 25% de la production totale**, le reste étant assuré par des indépendants américains. * Le « Lower 48 » dénomme l’espace occupé par cette carte : les Etats-Unis sans l’Alaska, Hawaii, et les territoires d’outre mer (Puerto Rico, etc.)

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** Estimation Sia Partners

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

Tableau de bord des principaux indépendants américains

1

Une année 2016 compliquée, mais des voyants au vert pour 2017+

Entreprise

1

Chiffre d’affaires (Mds $)

Résultat net (Mds $)

Investissements (Mds $)

Coûts de production ($/bep)

Production liquide2 (kb/j)

Production gaz (Mm³/j)

Réserves liquides (Mb)

Réserves gaz (Mds m³)

EOG Resources

7,7

-1,1

6,6

6,10

365

33

1 594

94

Pioneer Natural Resources

3,8

-0,6

3,8

6,80

178

11

515

36

Antero Resources

2,7

0,7

1,3

6,05

77

39

1 001

266

EQT

1,6

-0,5

2,1

8,15

34

54

196

349

Whiting Petroleum

1,3

-1,3

0,6

8,25

111

3

496

20

Moyenne Majors

142

2,2

18

9,6

1 578

195

6 596

970

1Certains indépendants (Devon, Cheasapeake) n’ont pas été retenus dans le cadre de l’étude car ils utilisent une méthode de comptabilité différente des majors et de la plupart des entreprises O&G.

Evolution par rapport à 2015 ( si variation inférieure à ± 1%)

Alors que les chiffres d’affaires et les investissements sont bien inférieurs aux majors pétrolières, les indépendants américains bénéficient de coûts de production plus faibles (6,3 contre 9,6 $/bep), rendus possibles par des CAPEX limités notamment (entre 5 M$ et 7 M$ par puits selon l’EIA). Les investissements ne sont pour le moment pas affectés par les résultats de 2016.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels

20

1

Investissements des pétroliers : La diversification verticale Des capacités et marges de raffinage en baisse Evolution des capacités de raffinage des majors

Mb/d

Indicateurs de marge de raffinage*

7 6

2016

Variation par rapport à 2015

Total (ERMI)

4,7

-30%

BP (RMM)**

11,8

-31%

ENI (SERM)

4,2

-49%

-22%

5 4

-23%

3

-26% 2

-19% -37%

1 0 2006

Marge ($/baril)

Major (indicateur propre)

*Seules ces 3 majors disposent d’un indicateur public global de leurs marges ** L’indicateur de BP ne prend pas en compte certains coûts variables

-23% 2007

Shell

2008

2009

2010

ExxonMobil

2011

BP

2012

Total

2013

2014

2015

Chevron

Evolution entre 2006 et 2016

2016

ENI

Taux d’utilisation des raffineries en 2016 Exxon Mobil

BP

Chevron

Shell

Total

ENI

86%

91%

92%

88%

87%

72%

Entre 2006 et 2016, la capacité de raffinage des six majors*** a chuté de 24% en moyenne. ExxonMobil reste la major avec le secteur aval le plus important, ce qui lui a assuré 98% de son résultat net en 2016.

La capacité de raffinage des six majors a baissé de 3% entre 2015 et 2016, poursuivant sur la même tendance qu’entre 2006 et 2015 (-3% par an en moyenne), ce qui permet de conserver des taux d’utilisation des raffineries autour des 90% pour 5 des 6 majors. ***ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts depuis 2012, il n’est pas étudié dans cette partie.

La capacité de raffinage de l’ensemble des majors pétrolières a baissé d’un quart en 10 ans (-24%), dû à des marges de raffinage très fluctuantes. Ces dernières ont chuté pour l’ensemble des majors : Total et BP indiquent -30% environ entre 2015 et 2016.

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

1

Investissements des pétroliers : Investissements aval Les investissements aval sont en hausse pour les majors européennes, en recul pour les majors américaines Investissements dans l’aval entre 2006 et 2016

Mds $ 7

18%

Taux de croissance 2015-2016 Ensemble des majors pétroliers

-14% 4%

6 2% 5 98%

-15%

4

3% 3

2

Royal Dutch Shell

ExxonMobil

BP

Total

Chevron

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

1

ENI

*ConocoPhillips s’étant recentré sur les activités amonts depuis 2012, il n’est pas étudié dans cette partie.

Les investissements dans l’aval ont baissé de 7% depuis 2011, bien qu’ils aient été épargnés entre 2015 et 2016 (+4%). Par conséquent, la part des investissements totaux dédiée aux investissements aval est en nette progression : elle représente 12% en 2016, contre 8% en 2015.

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

2

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La diversification “gaz” reste en stand-by

23

2

La diversification « gaz »

Alors que la diversification gaz battait son plein entre 2006 et 2011 (+2% par an en réserves et en production), cette diversification stagne depuis (-2% par an en réserves, -1% par an de production). La part du gaz dans la production était de 43% en 2016 (stable par rapport à 2015). Les prévisions de demande laissent néanmoins penser que cette tendance est temporaire : la diversification gaz devrait reprendre à moyen terme. En effet, dans son scénario principal, l’AIE prévoit une croissance de la demande en gaz de 1,5% par an en moyenne jusqu’en 2040, contre seulement 0,4% par an pour le pétrole.

En 2016, les majors possèdent 3,5% des réserves mondiales de gaz naturel, en baisse d’un point par rapport à 2006. Elles possèdent également 2,8% des réserves mondiales de liquides, là aussi en baisse d’un point par rapport à 2006.

Pour le moment, seuls Shell et ENI poursuivent une diversification gaz notable (50% de leur mix en 2016, en hausse). Total et BP sont en statut quo mais devraient reprendre cette diversification : Total annonce même que la part de gaz dans sa production pourrait atteindre 60% en 2035, ce qui va dans le sens du contrat signé avec l’Iran en 2017. Enfin, ExxonMobil et ConocoPhillips ont considérablement diminué la part du gaz dans leur production depuis 2011 (-7% et -5% dans leur mix, respectivement).

Les indépendants américains ne suivent pas les mêmes tendances que les majors pétrolières. Celles-ci, plus petites en taille et plus jeunes, se sont le plus souvent orientées soit vers le pétrole, soit vers le gaz, en fonction de leur implantation locale et des réserves disponibles.

Le ralentissement de la diversification gaz observé depuis 2014 s’est poursuivi en 2016 avec 43% de gaz dans la production totale, mais ne devrait pas perdurer puisque les prévisions de demande en gaz sont plus importantes qu’en pétrole.

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

24

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

2

Alors que les réserves de liquides baissent, la production reste à la hausse Réserves de liquides (Mb) 16 000

Rang

Entreprise

Réserves 2016

TC 2015-2016

TCAM 2006-2016

12 000

1

ExxonMobil *

10 557

-28%

-0,3%

10 000

2

BP

10 333

8%

0,6%

8 000

3

Chevron

6 328

1%

-2,1%

6 000

4 (+2)

Shell **

6 253

18%

4,5%

5 (-1)

Total

5 414

-3%

-1,8%

6 (-1)

ConocoPhillips

3 887

-27%

-5,3%

7

ENI

3 398

-5%

-0,2%

46 170

-8%

-0,6%

14 000

4 000 2 000 2006

2007

2008

Royal Dutch Shell*

2009 ExxonMobil

2010

2011 BP

2012 Total

2013 Chevron

2014 ENI

2015

2016

ConocoPhillips

TOTAL (=somme)

Production de liquides (kb/j)

3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Royal Dutch Shell* ExxonMobil BP Total Chevron

2014 ENI

2015 2016 ConocoPhillips

Rang

Entreprise

Production 2016

TC 2015-2016

TCAM 2006-2016

1

ExxonMobil

2 365

+1%

-1,2%

2

BP

2 048

0%

-1,9%

3 (+1)

Shell **

1 838

+22%

-0,6%

4 (-1)

Chevron

1 719

-1%

-0,1%

5

Total

1 271

+3%

-1,7%

6

ConocoPhillips

926

+2%

-4,6%

7

ENI

878

-3%

-2,0%

11 045

+3%

-1,5%

TOTAL (=somme)

Même si le prix du baril est légèrement remonté dans la deuxième moitié de 2016, les réserves de liquides sont en baisse par rapport à 2015 (-8%). La production de liquides est néanmoins en forte hausse depuis 2014 (+5% par an).

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*cf. slide 15 **Shell dont BG Group 25 Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des majors

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

2

Des réserves de gaz stables alors que les stratégies de production varient Réserves de gaz (Mds m³) 2 500

Rang

Entreprise

Réserves 2016

TC 2015-2016

TCAM 2006-2016

1

ExxonMobil

1 600

-6%

-1,8%

2

BP

1 228

-2%

-0,6%

3

Shell *

1 148

+8%

0,0%

4

Total

934

+2%

2,6%

5

Chevron

814

-2%

2,3%

6

ENI

632

+22%

2,8%

7

ConocoPhillips

431

-11%

-5,5%

6 788

0%

-0,3%

2 000 1 500 1 000 500 2006

2007

2008

Royal Dutch Shell*

2009 ExxonMobil

2010

2011

BP

Total

2012

2013

Chevron

2014 ENI

2015

2016

ConocoPhillips

TOTAL (=somme)

Production de gaz (Mm³/j)

400

300

Rang

Entreprise

Production 2016

TC 2015-2016

TCAM 2006-2016

1 (+1)

Shell *

301

+27%

2,4%

287

-4%

0,8%

2 (-1) 200

100

2006

2007

2008

Royal Dutch Shell*

2009 ExxonMobil

2010

2011 BP

Total

2012

2013 Chevron

2014 ENI

2015

2016

ConocoPhillips

ExxonMobil

3

BP

200

-1%

-1,7%

4

Total

183

+6%

3,3%

5

Chevron

149

0%

0,6%

6

ENI

136

+3%

1,9%

7

ConocoPhillips

109

-5%

-3,0%

1 364

+5%

0,4%

TOTAL (=somme)

Après deux années de forte baisse, les réserves de gaz des majors se sont stabilisées en 2016, alors que la production reste à la hausse (+5% entre 2015 et 2016). Avec l’acquisition de BG Group en 2015, Shell est devenu le premier producteur de gaz parmi les majors pétrolières.

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*Shell dont BG Group

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

2

La diversification « gaz » : Réserves des majors Des réserves représentatives des stratégies de diversification « gaz » Evolution des réserves de liquide et de gaz entre 2006 et 2016

Réserves de liquides Mbep 12000

06

BP -3

11000 10000

16

Chevron +10

16 06

9000

ExxonMobil -4

06

8000

ConocoPhillips -1

7000

16

06

16

06

6000

16

5000 4000

Total +11

16 06

3000 2000 2000

3000

16

06

Royal Dutch Shell -11

ENI +5 4000

Réserves de gaz Mbep 5000

6000

Flèche de tendance

7000

8000

9000

10000

11000

12000

Evolution de la part du gaz dans les réserves sur la période 2006-2016 (en point de pourcentage)

Même si la part de gaz dans les réserves est restée stable entre 2006 et 2016 (46% en 2006 et 47% en 2017), les réserves par major sont révélatrices des stratégies de diversification gaz : Total, ENI et Chevron ont considérablement augmenté leur part de gaz, alors que Shell, ExxonMobil et BP l’ont réduite. Trois majors ont des réserves composées à plus de moitié de gaz en 2016 : Shell (53%), Total (53%) et ENI (51%). Viennent ensuite ExxonMobil (47%), Chevron (43%), BP (42%), et ConocoPhillips (39%).

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

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

2

Une diversification moins marquée depuis 2011 Evolution du mix de production gaz/liquides entre 2006 et 2016 100%

Royal Dutch Shell

ExxonMobil

BP

Total

Chevron

ENI

ConocoPhillips

Ensemble des majors

90%

80%

70% 12

6

60%

2

-7

1

10

8

12

6 -6

3

0

50%

-1

3 0 -4

40%

30%

20%

10%

0%

2006

2011 2016 2006 2011 2016 2006 2011 2016 2006 2011 2016 2006 2011 Hausse/baisse de la part du gaz dans le mix de production sur les périodes 2006-2011 et 2011-2016 (en points de pourcentage)

2016 2006

2011

2016 2006

Production gaz

2011

2016 2006

2011

2016

Production liquide

Alors que la diversification en gaz s’était imposée comme la stratégie de toutes les majors sauf Chevron et BP (hausse de 6% de la part de gaz dans la production entre 2006 et 2011), les stratégies diffèrent aujourd’hui : augmentation pour Shell et ENI, part constante pour BP et Total, diminution pour ExxonMobil et ConocoPhillips. La part du gaz est restée stable entre 2015 et 2016, s’établissant à 43% de la production totale des sept majors.

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

2

La diversification « gaz » : Mix de production d’indépendants américains Un mix fortement dépendant de la zone de production de l’entreprise Evolution du mix de production gaz/liquide entre 2010 et 2016 EOG Resources

Pioneer Natural Resources

Antero Resources

EQT

Whiting Petroleum

100% 90%

0

80%

-7 70%

-9

-18 60% 50%

2

40%

-29

-7 -18

30%

-9

20%

-10

10% 0%

2010

2013

2016

2010

2013

2016

2010

2013

2016

2010

2013

Hausse/baisse de la part du gaz dans le mix de production sur les périodes 2010-2013 et 2013-2016 (en points de pourcentage)

2016

2010

Production gaz

2013

2016

Production liquide

Les indépendants américains, implantés localement dans certains bassins aux Etats-Unis seulement, voient logiquement leur mix de production dépendre des ressources disponibles. Cette situation est comparable à celle des NOC*, dont le mix de production dépend du pays exploité. Les changements majeurs dans le mix de production sont dus à des acquisitions. *National Oil Companies. Voir épisode précédent : http://www.energie.sia-partners.com/20161021/diversification-des-petroliers-episode-4

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels des entreprises, EIA

29

3

Energy Lab Š Sia Partners

Les investissements dans les ĂŠnergies alternatives

30

3

Les investissements dans les énergies alternatives Statut quo de l’investissement dans les énergies alternatives pour les majors. Alors que Total et ENI sont aujourd’hui les plus impliquées avec de nombreux projets dans le solaire notamment, Shell a récemment annoncé le plan d’investissements le plus ambitieux parmi toutes les majors : 1 Md$ par an pour sa branche « New Energies » d’ici 2020.

Shell fait d’ailleurs un retour remarqué dans l’éolien en remportant fin 2016 un projet de construction d’un parc éolien offshore de près de 700 MW aux Pays-Bas. BP pourrait suivre, en annonçant d’ici la fin de l’année s’il investit dans la rénovation de son parc éolien américain, ce qui lui permettrait d’augmenter sa capacité de 400 MW. Proches de leur cœur de métier, les biocarburants restent une option privilégiée des majors en termes d’énergie alternative. BP et Shell sont les majors avec la plus grande puissance installée, mais toutes les majors investissent au moins dans la recherche sur les biocarburants de 2ème ou 3ème génération.

L’AIE a estimé fin 2016 à 1 500 Mt la quantité cumulée de CO2 devant être captée par la technologie CCS* d’ici 2030 pour respecter le scénario 2°C de l’Accord de Paris. Or aujourd’hui, seules 28 Mt sont captées chaque année. Les majors pétrolières continuent d’investir dans cette technologie. Fin 2016, l’OGCI**, dont font partie Shell, BP, Total et ENI parmi les majors étudiées, annonce 1 Md$ d’investissements sur 10 ans sur des projets de « déploiement de technologies innovantes à faibles émissions ».

Les stratégies des majors diffèrent dans les énergies alternatives. Leur priorité affichée est la réduction de leurs émissions de GES***. Total et ENI investissent dans le solaire, alors que BP et Shell se tournent vers l’éolien. Les biocarburants font toujours l’unanimité parmi les majors car proches de leur cœur de métier.

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* Carbon Capture and Storage

**Oil and Gas Climate Initiative

***Gaz à effet de serre 31

3

Les investissements dans les énergies alternatives Total et ENI restent les plus actifs en matière d’énergies alternatives

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

2007

Désinvestissements

ENI signe Rachat Shell remporte un plusieurs progressif de appel d’offre pour accords avec EREN RE entre construire une ferme éolienne de 680MW General Electric 2017 et 2022, et Statoil pour avec une des projets à première énergie participation de Total investit dans renouvelable 240 M€ pour United Wind 23% du capital en 2017.

Rachat de Saft Projets au Japon et de Lampiris (27 MW) et au ENI met en par Total Chili (100 MW, service sa premier métro biorafferie de solaire). Projet Mise en Porto Marghera d’équiper 5 000 production de la et prévoit de ENI lance un projet stations-service bioraffinerie de transformer solaire en Egypte, de panneaux PV Total à La Mède deux autres au Pakistan et en dans le monde (0,5 Mt/an) sites Italie

2008

2009

2010

Shell ne développe plus sa filiale Shell Wind Energy

Shell investit dans GlassPoint Solar

BP construit 2 fermes éoliennes aux US avec Sempra Combine

2011

BP abandonne le solaire

Total abandonne de nombreux projets éoliens

2012

2013

2014

2015

2016

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

2018

Vente par Chevron de ses actifs géothermiques en Asie

Légende Shell BP Total

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2017

Chevron ENI

Eolien Solaire Biocarburants

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

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Eolien Shell va investir massivement, BP pourrait suivre

Entreprise Royal Dutch Shell ExxonMobil

BP

Total

Chevron

Indicateur

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Commentaires

420

Fin 2016, un consortium mené par Shell a remporté un appel d’offre pour la construction d’un parc offshore éolien d’une capacité de 680 MW aux Pays-Bas.

Baisse due à un désinvestissement aux Etats-Unis. Cependant, BP réfléchit à investir massivement dans l’éolien pour augmenter sa capacité de 400 MW.

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

450

450

547

547

547

507

507

507

507

507

Investissements dédiés Investissements dédiés Puissance installée (MW)

43

373

432

711

774

1048

1590

1590

1588

1588

1484

12

12

12

12

12

12

12

12

10

10

10

17

17

17

17

17

17

17

17

Investissements dédiés Puissance installée (MW) Investissements dédiés

Puissance installée (MW)

ENI

Investissements dédiés

Ensemble

Tendance

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

Possibilité de construction d’un parc éolien de 50 MW au Kazakhstan.

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

Après un échec mi-2016, Shell a remporté fin 2016 un appel d’offre pour construire un parc éolien offshore de 680 MW aux Pays-Bas, battant par la même occasion le record du prix du MWh d’éolien offshore, en le fixant à 55€.

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

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Solaire Total reste leader devant les autres majors

Entreprise Royal Dutch Shell ExxonMobil

BP

Indicateur

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2,5

2,5

2,5

2,5

Investissements dédiés Puissance installée (MW) Investissements dédiés

Investissements dédiés Puissance installée (MW)

Abandon du solaire en 2011.

201

228

213

203

325

Investissements dédiés

Total*

Commentaires

Puissance installée (MW)

10

38

38

40

78

678

726

711

1000

1057

1072

Fin 2016, Total annonce un projet d’installer des panneaux photovoltaïques sur 5 000 stations-services dans le monde, d’une capacité de 200 MW. Des projets au Chili et au Japon pour 127 MW.

Chevron

Investissements dédiés

Joint-ventures aux Etats-Unis avec une capacité maximale de 75 MW.

ENI

Investissements dédiés

ENI prévoit 550 M€ sur 4 ans dans les énergies renouvelables, en particulier dans le solaire, pour atteindre une capacité de 463 MW en 2020.

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.

Total maintient son objectif de devenir un leader mondial de l’énergie solaire, et a annoncé l’acquisition sur 5 ans de EDEN RE pour un montant cumulé de 1 à 2 milliards d’euros. ENI est également actif et devrait consacrer une part importante de son budget « énergies alternatives » de 550 millions d’euros sur 4 ans au solaire.

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

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Biocarburants Energie alternative privilégiée pour l’ensemble des majors

Entreprise Royal Dutch Shell

Indicateur

BP

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

0,5

0,5

1

1

1

1105

1105

1105

1105

1125

1125

Puissance installée Investissements dédiés

ExxonMobil ne se concentre pour le moment uniquement sur la recherche.

Investissements dédiés

BP investit également dans le biojet, un biocarburant pour les avions, notamment à travers l’acquisition de Fulcrum fin 2016 pour 30 M$.

Production * (ML/an – quote-part)

Total**

Investissements dédiés

Chevron

Investissements dédiés

218

218

218

313

403

492

542

795

733

Inauguration du projet BioTfueL à Dunkerque fin 2016 dans le but de se positionner sur le marché de biocarburants de 2ème génération (2020).

Investissements dédiés

ENI

Ensemble

Commentaires

Investissements dédiés (ML/an – quote-part)

ExxonMobil

2006

Production (ML/an)

133

227

242

ENI poursuit sa reconversion de certaines raffineries italiennes en bioraffineries.

Tendance

NB : ConocoPhillips s’est recentré sur les activités amont en 2012 et n’est donc pas étudié dans cette partie. * Changement de méthodologie de calcul en 2016 **Total ne distinguant pas sa production d’ETBE (Ethyl-tertio-butyl-éther) des quantités incorporées dans ses raffineries, seuls les biocarburants de 2ème et 3ème génération sont comptabilisés.

Toutes les majors sont investies dans les biocarburants, activité proche de leur cœur de métier. Exxon et Chevron restent pour le moment investies dans la recherche sur les biocarburants de 2ème et 3ème génération, alors que les autres complètent la recherche avec de nombreuses installations.

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

3

Les investissements dans les énergies alternatives : Autres technologies Chevron vend ses actifs géothermiques, le CCS en progression

Entreprise

Indicateur

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

CCS

Royal Dutch Shell

ExxonMobil

BP

1 Mt/an capturées au Canada.

Cogénération à partir de biomasse (capacité, MW)

CCS (capacité, Mt/an)

203

4,3

4,3

4,3

4,3

4,3

5,0

233

4,8

468

5,9

470

6,9

470

6,9

470

Shell investit également dans l’hydrogène, notamment en Allemagne avec la construction de 400 stations service à hydrogène d’ici 2023.

6,3

ExxonMobil participe surtout à des projets de recherche, et a annoncé des avancées majeures d’énergie d’origine algale.

CCS (capacité, Mt/an)

Electricité

10% du budget global de R&D devrait être consacré au CCS à terme.

En novembre 2016, Total forme une JV avec Corbion, spécialiste du PLA*.

En mai 2017, Total rachète PitPoint BV, 3ème opérateur de GNV** en Europe.

Géothermie (capacité, MW)

Chevron a vendu tous ses actifs en Asie du Sud-Est en 2017.

CCS (capacité, Mt/an)

0,1

Total

Chevron

1161

0,1

1263

0,2

1260

0,2

1260

0,3

1260

CCS

Conoco Phillips

Commentaires

0,3

1260

0,3

878

0,3

910

0,3

924

0,3

924

0,3

NS

Deux projets majeurs en Australie et au Canada.

CCS (capacité, Mt/an) * PLA: Acide polylactique, 100% biodégradable ** GNV: Gaz Naturel Véhicule

L’année est marquée par la vente de tous les actifs géothermiques de Chevron en Asie du Sud-Est. Les investissements pour la technologie CCS se maintiennent pour l’ensemble des majors.

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

3

Investissements des majors : Investissements futurs Des stratégies d’investissements permettant d’assurer des meilleurs résultats 2016 réalisé

Entreprise

Investissements totaux (Mds $)

Conoco Phillips

4,9 5 10,1

ENI

8

0%

1,3 3

Pas d’annonce officielle

ConocoPhillips s’est recentré sur ses activités amont.

-21%

1,2 1,5

550 M€ entre 2017 et 2020

86% des investissements 2017 totaux pour l’amont.

20,5

-20%

2,9 2

200 M$ par an

19,4

-18%

3,2 5

De 500 M$ à 1 Mds$ par an

19,3 22

+14%

Royal Dutch Shell

27 25

Total (=somme)

Pas d’annonce officielle

7

4,3 Pas d’annonce officielle 4,7

-7%

10

20

20,4 31,5+ 0

10

85% des investissements 2017 pour l’amont.

D’ici 2035, objectif annoncé que 20% du portefeuille soit consacré à des projets à bas carbone.

Pas d’annonce officielle

1 Mds $ par an d’ici 2020

13

123,6 -9% 112,5 0

Commentaires

2,8

16

ExxonMobil

Investissements énergies alternatives

-12%

16,5

Total

Désinvestissements (Mds $)

22,4 19,8

Chevron

BP

Evolution 2016-2017

2017 annoncé

Désinvestissements massifs pour palier le rachat de BG Group.

Avec des investissements en baisse et des désinvestissements en hausse en 2017 par rapport à 2016, la rigueur budgétaire est le maître mot.

20

Seuls ExxonMobil et Total (avec l’acquisition de Maersk Oil) devraient revenir à une politique d’investissements en hausse en 2017, les autres majors assurant des restrictions budgétaires afin de maintenir, voire améliorer, leurs résultats de 2016.

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Sources : Analyse Sia Partners d’après rapports annuels et communiqués 37

Vos contacts

Charlotte De Lorgeril

Associate Partner Energy, Utilities & Environnement Tel:

Le magazine Energies et Environnement de Sia Partners http://energie.sia-partners.com/ @SiaEnergie

+33 6 24 73 18 34

Mail: Charlotte.delorgeril@sia-partners.com

Philomène Portenart

Romain Durand

Consultant Energy

Consultant Energy

Mail: Philomene.portenart@sia-partners.com

Mail: Romain.durand@sia-partners.com

Energy Lab Š Sia Partners â&#x20AC;&#x201C; Contacts : C. de Lorgeril, P. Portenart, R. Durand

38

Abu Dhabi

Charlotte

London

Montreal

Rome

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401 N. Tryon Street, 10th Floor Charlotte, NC 28202 - USA

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