Le métier du capitalLe métier du ... - Master PIC [Projet Paribas.pdf · L’objectif du projet de master est de comprendre pourquoi et comment cette intégration ... Finance Department

ECOLE POLYTECHNIQUEECOLE POLYTECHNIQUEECOLE POLYTECHNIQUEECOLE POLYTECHNIQUE

MASTER ECONOMIE-GESTION Spécialité Projet-Innovation-Conception (P.I.C.)

Le métier du capitalLe métier du capitalLe métier du capitalLe métier du capital----investissement (investissement (investissement (investissement (private eprivate eprivate eprivate equityquityquityquity) ) ) ) dans le financement des projets de développement dans le financement des projets de développement dans le financement des projets de développement dans le financement des projets de développement

Le cas de l’exploration et la production du pétrole et du gazLe cas de l’exploration et la production du pétrole et du gazLe cas de l’exploration et la production du pétrole et du gazLe cas de l’exploration et la production du pétrole et du gaz

OOOOLIVIERLIVIERLIVIERLIVIER SARFATYSARFATYSARFATYSARFATY

Entreprise partenaire ::::

BNP PARIBASBNP PARIBASBNP PARIBASBNP PARIBAS DEPARTEMENT ENERGIE & MATIERES PREMIERES

EQUIPE CAPITAL-INVESTISSEMENT

Responsables Entreprise : Alexandre Tilmant et Franck De Santis

Tuteurs de Master : Sihem Jouini et Romain Beaume

Directeur du Master PIC : Christophe Midler

Septembre 2008

Mémoire de Recherche | Ecole Polytechnique | Master Economie-Gestion P.I.C. Septembre 2008

2

2 TABLE DES MATIERES

Table des matièresTable des matièresTable des matièresTable des matières

AVANTAVANTAVANTAVANT----PROPOSPROPOSPROPOSPROPOS ........................................................................................................................ 3

RESUMERESUMERESUMERESUME...................................................................................................................................... 4

REMERCIEMENTSREMERCIEMENTSREMERCIEMENTSREMERCIEMENTS ...................................................................................................................... 7

INTRODUCTIONINTRODUCTIONINTRODUCTIONINTRODUCTION ........................................................................................................................ 8

LES ENJEUX DU FINANCEMENT DE L’AMONT PETROLIERLES ENJEUX DU FINANCEMENT DE L’AMONT PETROLIERLES ENJEUX DU FINANCEMENT DE L’AMONT PETROLIERLES ENJEUX DU FINANCEMENT DE L’AMONT PETROLIER ................................................. 24

LES ETAPES DE LA VIE D’UN DOSSIER D’INVESTISSEMENTLES ETAPES DE LA VIE D’UN DOSSIER D’INVESTISSEMENTLES ETAPES DE LA VIE D’UN DOSSIER D’INVESTISSEMENTLES ETAPES DE LA VIE D’UN DOSSIER D’INVESTISSEMENT ................................................ 54

LELELELE DEVELOPPEMENTDEVELOPPEMENTDEVELOPPEMENTDEVELOPPEMENT D’UND’UND’UND’UN MODELEMODELEMODELEMODELE FINANCIERFINANCIERFINANCIERFINANCIER INTEGREINTEGREINTEGREINTEGRE ................................................ 65

LES APPORTS ET LA MISE EN ŒUVRE DU MODELE FINANCIERLES APPORTS ET LA MISE EN ŒUVRE DU MODELE FINANCIERLES APPORTS ET LA MISE EN ŒUVRE DU MODELE FINANCIERLES APPORTS ET LA MISE EN ŒUVRE DU MODELE FINANCIER ....................................... 100

CONCLUSIONCONCLUSIONCONCLUSIONCONCLUSION .......................................................................................................................... 110

BIBLIOGRAPHIEBIBLIOGRAPHIEBIBLIOGRAPHIEBIBLIOGRAPHIE ..................................................................................................................... 112

ANNEXESANNEXESANNEXESANNEXES ................................................................................................................................. 113


3

3333 EXECUTIVE SUMMARY

AAAAVANTVANTVANTVANT----PPPPROPOSROPOSROPOSROPOS

Le Master Economie-Gestion - spécialité Projet-Innovation-Conception de l’Ecole

Polytechnique, destinés aux ingénieurs et aux élèves d’HEC, est centré sur la thématique

du management de l’innovation. L’une des composantes essentielles de la formation est

l’implication dans une situation en entreprise, le « projet de master » et la confrontation à

des problématiques d’innovations réelles. Cette implication dure un an, en alternance avec

les enseignements et les visites d’entreprises. Ce Master poursuit plusieurs objectifs

pédagogiques :

� Comprendre et évaluer les stratégies d’innovation en mobilisant les théories

contemporaines en économie et gestion ;

� Former à la conduite de projets innovants en situations réelles ;

� Approfondir un domaine technique dans le lequel se situera le projet ;

� Donner une expérience internationale dans le domaine.

Mener un projet chez BNP Paribas est apparu comme un choix original et novateur dans

le cadre d’un master habituellement tourné vers des projets du côté des acteurs

industriels (automobile, pharmacie, bâtiment, etc.). L’intérêt est, ici, de se centrer sur la

question des méthodologies d’évaluation des projets et des problèmes que pose leur

financement. La dimension financière est, en effet, une composante déterminante dans la

faisabilité et la réalisation de tout projet industriel. L’étude se centrera sur l’évaluation et

le financement des projets d’exploration-production de pétrole et de gaz. Nous appuierons

notre réflexion sur les enseignements tirés de la gestion de projet dans le domaine

industriel.


4


Projet BNP Paribas

RESUME EEEEXECUTIVE XECUTIVE XECUTIVE XECUTIVE SSSSUMMARY UMMARY UMMARY UMMARY


5


RRRRESUMEESUMEESUMEESUME

A l’heure de l’épuisement progressif des ressources pétrolières et gazières, les étapes

conduisant à la production du pétrole et du gaz sont de plus en plus diverses, complexes et

coûteuses. Dans ce contexte, les institutions bancaires doivent s’adapter et proposer des

solutions de financement innovantes « sur mesure », adaptées au profil de risque de chaque

projet. A côté des instruments de financement classiques, de nombreux établissements

financiers ont dû intégrer une gamme plus étendue de produits (dettes seniors, dettes

juniors, produits equity, etc.) et d’expertises (ingénieurs pétroliers, économistes, financiers,

fiscalistes, etc.) au sein de leur département financements pour répondre à la fois à la

demande des clients et à l’exigence de rémunération des investisseurs. En particulier, le

financement en capital ou equity, qui correspond au niveau maximal de risque et de

rentabilité potentielle pour l’investisseur, a récemment été introduit au sein de

départements spécialisés dans le financement de l’Energie et des Matières Premières de

divers groupes bancaires.

L’objectif du projet de master est de comprendre pourquoi et comment cette intégration

s’opère entre les lignes de métiers equity et lending à travers l’exemple de BNP Paribas, et

de proposer des outils d’évaluation innovants pour l’investisseur en capital dans le cadre

de cette intégration. En particulier, le développement d’un outil de modélisation

financière qui intègre les hypothèses standard de plusieurs lignes de métiers est apparu

comme un cas intéressant d’approche « plateforme » dans l’évaluation et la gestion du

risque des projets d’exploration et de production du pétrole et du gaz.


6


EEEEXECUTIVE XECUTIVE XECUTIVE XECUTIVE SSSSUMMARYUMMARYUMMARYUMMARY

At the time of a steady shrinking of oil and gas resources in the world, steps towards oil

production are more and more diverse, tricky and expensive. In such a context, financial

institutions must adapt to those situations and offer innovative and tailored financing

solutions corresponding to the risk profile of each project. Besides classic financing

instruments, scores of financial banks have integrated a wider range of products (senior

debt, junior debt, equity, equity-linked products, etc.) and expertise’s (petroleum

engineers, economists, financial analysts, tax specialists, etc.) within their Structured

Finance Department to respond to both customers’ demand and shareholders’ earnings

requirement. Especially, equity financing solutions corresponding to the maximum level

of risk and potential profitability for the investor, has recently been introduced within

Departments involved in the financing of Energy & Commodities of various banking

groups.

The project aims at understanding why and how the integration between equity and

lending financing products works through the example of BNP Paribas, and designing

innovative assessment tools for the equity investor in the scope of that integration.

Particularly, the building of a financial modeling tool which integrates standard

assumptions from various financing lines of products has come out to be a relevant case

study of “the platform theory approach” of the risk assessment and management in the oil

and gas exploration and production projects.


7

7777 REMERCIEMENTS

RRRREMEEMEEMEEMERCIEMENTSRCIEMENTSRCIEMENTSRCIEMENTS

Avant tout développement, il apparaît opportun de commencer par des remerciements à

ceux qui m’ont beaucoup appris au cours de cette année et qui ont eu la gentillesse de faire

de cette mission un moment très profitable.

Aussi, je remercie mes tuteurs académiques, Sihem Jouini et Romain Beaume, ainsi que le

Directeur du Master PIC, Christophe Midler qui m’ont guidé tout au long de l’année avec

beaucoup de patience et de pédagogie, dans la définition du sujet, la recherche de

documentation et la méthodologie d’analyse.

Je remercie également mes responsables de stage de New York, Alexandre Tilmant et

Franck De Santis qui ont accepté de parrainer ce projet « Recherche » et de m’encadrer

dans mes démarches, ainsi que l’ensemble des collaborateurs du Département Energie &

Matières Premières de BNP Paribas pour les conseils qu’ils ont pu m’apporter, en

particulier, Olivier Serra, responsable de l’équipe « Prêts sur Réserves » de la zone Afrique-

Moyen-Orient et les ingénieurs pétroliers, Sébastien Renaud et Yann Lagalaye.


8

8888 INTRODUCTION

IIIINTRODUCTIONNTRODUCTIONNTRODUCTIONNTRODUCTION

J’ai rejoint le groupe BNP Paribas à New York en janvier 20071 au sein de l’équipe Energy

& Commodities Capital (« E&C Capital ») qui prend des participations en capital dans des

projets d’investissements dans le secteur de l’Energie et des matières premières (pétrole,

gaz, matières premières, nucléaire, énergies nouvelles). Intégrée au sein du Département

Energie & Matières Premières, l’équipe du private equity a une enveloppe de 400 millions

de dollars et détient un portefeuille d’investissements principalement centré sur la zone

Amérique du Nord et Amérique Latine à l’origine. Depuis février 2007, la couverture

géographique des investissements est appelée à s’étendre au reste du monde notamment en

Afrique, au Moyen-Orient, en Europe et en Asie. Le rôle de l’activité Private Equity (ou

de capital-investissement) au sein d’un Département spécialisé dans le financement de

l’Energie & des Matières Premières est, entre autres, de permettre d’offrir une gamme

élargie de produits aux clients finaux et de travailler aux côtés des équipes financements

afin de proposer des solutions innovantes. Nous nous centrerons sur le cas de l’amont

pétrolier et du financement des petites et moyennes entreprises d’exploration-production

de pétrole et de gaz.

Aujourd’hui, les Banques spécialisées dans le financement de l’amont pétrolier sont

confrontées à une problématique de fond : comment se prémunir contre les risques

d’exploration-production des projets pétroliers tout en continuant à les financer? S’il y a

dix ans, il suffisait d’une dette bancaire classique faiblement rémunérée pour financer le

développement de réserves prouvées (1P), les institutions bancaires doivent aujourd’hui

proposer des solutions plus élaborées pour rester compétitives et rémunérer le risque

encouru dans le financement projets de plus en plus complexes, coûteux et divers. C’est le

sens de l’introduction du produit equity au sein des Départements financements qui

permet de financer, entre autres, le développement de réserves plus risquées (réserves

probables (2P), possibles (3P) et ressources). Plus généralement, les Banques doivent

1 Cette expérience de six mois à New York correspond à une période de stage dans le cadre de mes études à HEC.


9

9999 INTRODUCTION

introduire des produits de financement adaptés au profil de risque des projets

d’exploration-production.

Dans un premier temps, il convient de s’interroger sur les enjeux actuels du financement

de l’amont pétrolier, et comprendre comment les Banques se sont adaptées aux

changements de nature de projets d’exploration-production de pétrole et de gaz; en

particulier pourquoi et comment s’opère l’intégration des produits de financement equity

et lending. Nous illustrerons le propos à la lumière de mon expérience chez BNP Paribas.

Dans un deuxième temps, nous centrerons notre propos sur le processus de traitement des

dossiers d’investissement par les équipes d’investissement et de financement structurés de

pétrole et de gaz.

Enfin, nous proposerons la mise en place d’un outil d’évaluation innovant permettant

d’intégrer les hypothèses des équipes lending et equity. Ce modèle financier standard,

destiné en priorité à l’équipe du Private Equity du Département Energie & Matières

Premières devrait permettre un gain de temps significatif dans l’évaluation des

opportunités d’investissement et faciliter l’intégration des lignes de produits de

financement.


10

10101010 PREAMBULE

PPPPREAMBULEREAMBULEREAMBULEREAMBULE

La thématique abordée dans ce mémoire concerne le financement de l’amont pétrolier. Il

convient donc de rappeler quelques fondamentaux en finance et des éléments

d’informations sur le secteur pétrolier pour une bonne compréhension de la suite du

rapport.

Comment Comment Comment Comment lesleslesles entrepriseentrepriseentrepriseentreprisessss se financese financese financese financentntntnt----tttt----elleselleselleselles????

Les capitaux sont indispensables au financement de l’activité d’une entreprise. Les

entreprises ont traditionnellement recours à deux sources de financement : les capitaux

propres et la dette. Si l’on revient à la structure d’un bilan financier, ce dernier est

constitué de fonds propres (equity) et de dettes. Les détenteurs des fonds propres

s’appellent les actionnaires ; ils possèdent à ce titre une part de la société et se rémunèrent

grâce aux dividendes qui leur sont reversés. Cette rémunération est variable, elle dépend

des performances de l’entreprise. Ceux qui apportent des financements en dettes sont

appelés des créanciers qui sont souvent des institutions bancaires.

Les entreprises ont deux sources de financement:

� l’argent des actionnaires (capital)

� l’argent emprunté auprès des banques

ACTIF PASSIF

FONDS PROPRES

ou EQUITY

DETTES

ACTIFSIMMOBILISES

ACTIFSCIRCULANTS

Dettes

Fonds Propres ou Equity

Figure 1

Les produits de financement n’ont pas tous le même profil de risque, le créancier (en

dettes) prendra moins de risque que l’investisseur en capital qui supporte tous les risques

de l’entreprise. En cas de dépôt de bilan, ce sont les créanciers qui seront remboursés en


11

11111111 PREAMBULE

priorité au moment de la liquidation des actifs de la société. Plus spécifiquement, il existe

toute une gamme de produits de dettes, qui sont classés en fonction de leur degré de risque.

La dette seniordette seniordette seniordette senior correspond à un emprunt bancaire classique. La dette senior – Tranche A

est traditionnellement la dette la moins rémunérée, de l’ordre de 5-6% mais elle sera

prioritaire devant les autres tranches de dettes. Viennent ensuite, une fois la dette senior

soldée, le remboursement d’autres tranches de dettes plus risquées telles que la dette

Senior Tranche C et D, puis des dettes juniors, subordonnées au remboursement des

tranches précédentes.

La dette mezzaninedette mezzaninedette mezzaninedette mezzanine est un produit de financement hybride, rémunéré en général entre 12-

15%, à mi-chemin entre le financement par capitaux propres (equity) et dette senior.

C’est le flux de trésorerie ou cash flow dégagé par la société qui permet aux créanciers de

se rembourser et aux investisseurs de se rémunérer. Toute l’incertitude réside précisément

dans la capacité de la société à générer un cash flow suffisant pour répondre à ses

obligations. Le schéma ci-dessous donne une illustration des situations qui peuvent se

présenter : le scenario de base (« Base Case ») permet à l’ensemble des prêteurs en dettes de

se rembourser et aux investisseurs en capital de se rémunérer. Dans un scénario optimiste

(« Upside Case »), les investisseurs en capital sont davantage rémunérés et bénéficie de

l’upside. Le scenario pessimiste (« Downside Case ») permet uniquement aux prêteurs en

dette senior de se rembourser. Dans ce cas, les flux de trésorerie (Cash-Flows) sont

insuffisants pour rembourser la dette mezzanine et réumérer l’equity.

Le Le Le Le Private EquityPrivate EquityPrivate EquityPrivate Equity désigne toutes les formes d’investissement désigne toutes les formes d’investissement désigne toutes les formes d’investissement désigne toutes les formes d’investissement en en en en fonds propres (ou en fonds propres (ou en fonds propres (ou en fonds propres (ou en

capital)capital)capital)capital) dans des entreprises généralement dans des entreprises généralement dans des entreprises généralement dans des entreprises généralement nonnonnonnon----cotéescotéescotéescotées à n’importe quel stade de leur à n’importe quel stade de leur à n’importe quel stade de leur à n’importe quel stade de leur

développement (cf encadrédéveloppement (cf encadrédéveloppement (cf encadrédéveloppement (cf encadré cicicici----aprèsaprèsaprèsaprès). ). ). ).


12

12121212 PREAMBULE

Echéances

Cash-

Flows

Dette Senior

Tranche A

Dette Senior

Tranches B et C

Dette Subor-donnée

Dette Mezzanine

Flux espéré « Base Case »

Flux « Downside

Case »

Flux « Upside

Case»

T1 T2 T3

Equity

5/6%

6/7%

7/8%

10/15%

25%

Reward

Figure 2 – Il existe une large gamme de produits de financement rémunéré selon le profil de risque recherché par l’investisseur

Qu’estQu’estQu’estQu’est----ce que le Private Equityce que le Private Equityce que le Private Equityce que le Private Equity ????

1) Définition

Le Private Equity est l’un des modes de financement des entreprises non cotéesnon cotéesnon cotéesnon cotées sur les

marchés financiers. Pour le désigner, on a très souvent recours aux mots « capital-risque »

(traduction de l’anglais « venture capital ») et « capital-investissement ». Dans une

économie où l’innovation est un élément essentiel qui permet de s’assurer d’un avantage

comparatif, le Private Equity est un mode de financement majeur en particulier pour des

jeunes entreprises innovantes.

C’est un investissement en fonds propres ou quasi fonds propres dans des entreprises non C’est un investissement en fonds propres ou quasi fonds propres dans des entreprises non C’est un investissement en fonds propres ou quasi fonds propres dans des entreprises non C’est un investissement en fonds propres ou quasi fonds propres dans des entreprises non

cotées cotées cotées cotées et qui, en conséquence, n’ont pas accès directement aux marchés financiers (la

Bourse). Cet investissement peut intervenir à différentes étapes de la vie de l’entreprise,

qu’il s’agisse de financer leur démarrage, leur croissance, leur redressement ou leur

transmission. A des phases de démarrage, l’argent privé des fondateurs ou des dirigeants

ne suffit plus ; les banques quant à elles ne sont pas prêtes à accorder des prêts pour cause

de risques trop importants et l’accès à la Bourse est impossible. C’est pour pallier ces


13

13131313 PREAMBULE

différents manques que le Private Equity prend le relais. Les investisseurs en Private

Equity s’engagent aux côtés de l’équipe de management. Ce point est essentiel : il s’agit

d’un partenariat reposant sur une confiance mutuelle et sur un échange harmonieux de

compétences.

En général, l’investisseur en Private Equity agit pour le compte d’une institution qui lui a

confié le soin d’investir une partie ses fonds. L’objectif est d’obtenir, sur une durée limitée,

une rentabilité élevée, en contrepartie du risque lui même élevé. C’est un des principes

fondamentaux de la finance : plus un investissement est risqué, plus sa rentabilité espérée

doit être élevée. On attend en moyenne une rentabilité de l’ordre d’au moins 20 à 25%, et

pouvant aller jusqu’à plus de 40% par an cumulés en Private Equity selon les différents

segments d’intervention.

2) Naissance aux Etats-Unis, puis développement en Europe.

Le Private Equity est une industrie assez récente, une soixantaine d’années aux Etats-Unis

et un peu plus de vingt ans en France. La naissance du private Equity aux Etats-Unis

remonte aux années 1930 et 1940, moment où l’activité commence à se structurer. A cette

époque, des familles fortunées, comme les Rockfeller ou les Whitney, investissent dans des

entreprises dont l’avenir est à la fois risqué et prometteur. Ce mouvement est l’une des

expressions de l’esprit d’entreprendre américain : prendre des risques pour réussir.

Mais bientôt, les besoins financiers du développement des entreprises dépassent les seuls

moyens d’une famille. Et dans le même temps, grâce à une épargne longue disponible,

l’activité se spécialise et se professionnalise. Cette seconde étape du Private Equity aux

Etats-Unis correspond à l’apparition de la première structure spécialisée en 1946 :

l’American Research and Development (ARD). Parmi ses fondateurs figure George Doriot,

professeur à Harvard, souvent considéré comme le « père du capital investissement ». Sous

son impulsion, l’ARD, dont l’objectif est notamment de faciliter la commercialisation des

technologies nouvelles conçues pendant la seconde guerre mondiale, fixe sa mission : il

s’agit d’accroître la valeur de l’entreprise par l’apport de capitaux et lui fournir une gamme

de services contribuant a son développement. Puis une étape supplémentaire voit le jour


14

14141414 PREAMBULE

avec la naissance du premier syndicat du capital-investissement. Différents investisseurs

vont se regrouper désormais pour constituer un pool d’investissement autour d’un projet.

Outre ce développement privé du Private Equity, l’Etat américain choisit à son tour de

jouer un rôle actif dans le financement des projets à risques et crée en 1958 le Small

Business Administration (SBA) dont la vocation est d’aider à l’essor de petites entreprises

innovantes en SBICs (Small Business Investment Company).

Puis à l’Puis à l’Puis à l’Puis à l’orée des années orée des années orée des années orée des années 1919191980, le secteur poursuit sa structuration et gagne en efficacité.80, le secteur poursuit sa structuration et gagne en efficacité.80, le secteur poursuit sa structuration et gagne en efficacité.80, le secteur poursuit sa structuration et gagne en efficacité.

Dans le même temps, la géographie du capital-investissement américain évolue, la côte

ouest s’imposant peu à peu comme principal centre d’impulsion (50% des fonds dédiés au

Private Equity s’y concentre en 1992 contre 20% à la côte Est).

Après l’éclatement de la bulle entourant les valeurs technologiques, la réduction des

investissements a été drastique dès 2001 (-56% en un an) et a touché surtout les

technologies de l’information. En revanche les investissements ont été en constante

augmentation dans le secteur des biotechnologies sur la période 1999 à 2002. Par ailleurs,

les chiffres récents semblent marquer une tendance à une spécialisation des acteurs vers le

segment du LBO. En effet, l’épargne longue disponible des fonds de pension et des

compagnies d’assurance peut se détourner d’investissements risqués, peu liquides et dont

l’horizon de dénouement peut être long, comme c’est le cas en seed capital.

Quoi qu’il en soit, le marché américain continue de montrer une plus grande maturité que

le marché européen ou français. On relèvera à cela plusieurs raisons : la taille et

l’homogénéité du marché américain, un environnement réglementaire plus favorable, une

rentabilité supérieure liée notamment à la plus grande part des investissements syndiqués

ainsi qu’à la relation étroite de collaboration entre investisseurs et managers. En France,

les banques ont, à l’origine, pallié l’absence de fonds de pension en se lançant elles-mêmes

dans l’activité de capital-investissement car elles disposaient à la fois des capitaux longs et

de l’expérience financière. Selon les classements, la France occupe ainsi la troisième ou la

quatrième place mondiale loin après les Etats-Unis, le Royaume-Uni, et dans la même

encolure, que le Japon.


15

15151515 PREAMBULE

Depuis l’après-guerre l’environnement réglementaire a évolué depuis la création des

sociétés de développement régional (SDR) en 1955 jusqu’à la création d’Oséo en 2005 en

passant par les sociétés françaises d’innovation (SFI) (1971), puis par la Sofaris (1982).

Ainsi on peut dire que jusqu’aux années 80, le capital-développement s’est développé en

France dans une logique essentiellement régionale et parapublique. Mais la rentabilité

s’avérant peu à peu insuffisante, le secteur s’est orienté vers les opérations de rachat

d’entreprises notamment depuis la loi sur le rachat d’entreprises par ses salariés (1984) ; ce

segment en venant à représenter de l’ordre de 78% des fonds investis. La création des

Fonds communs de placement à risques (FCPR) en 1983, puis celle des Fonds communs de

placement dans l’innovation (FCPI) en 1997, et enfin celle des Fonds d’investissement de

proximité (FIP) en 2003 a permis d’accroître le niveau des fonds disponibles pour les

jeunes entreprises.

3°) Divers segments d’intervention

Le Private Equity permet de financer les besoins d’une entreprise à chacune des étapes de

son existence. Ces interventions suivent ainsi une segmentation particulière. Depuis la

création de l’entreprise jusqu’à son développement en passant éventuellement par la

restructuration de celle-ci. Avant de décrire ces différentes formes d’intervention, on

soulignera que les limites entre les différents segments sont parfois floues. Ainsi, par

exemple, des fonds de capital risque et de capital développement peuvent investir en

même temps au sein de la même entreprise. De même, les limites entre capital

développement et LBO peuvent paraître vagues.

Le Le Le Le seedseedseedseed----capitalcapitalcapitalcapital

Les interventions au stade de la création d’entreprise se sont concentrées le plus souvent

en France sur les secteurs des sciences de la vie (56,8%) et des technologies de

l’information (16,5%). Lorsque les risques technologiques sont forts et les frais de R&D

importants, le Private Equity apparaît comme un levier important de la création

d’entreprise.


16

16161616 PREAMBULE

Le Le Le Le Venture CapitalVenture CapitalVenture CapitalVenture Capital

Le Venture Capital est le plus souvent un mode de financement d’entreprises en forte

croissance. Il est l’une des modalités du financement de la croissance pour des entreprises

en expansion qui ne peuvent recourir à l’endettement notamment parce que leurs secteurs

d’activité sont trop risqués ou que leurs historiques financiers ou de gestion sont

insuffisants.

LeLeLeLe LBO (LeverageLBO (LeverageLBO (LeverageLBO (Leverage BuyBuyBuyBuy----Out)Out)Out)Out)

Le LBO utilise un montage à effet de levier permettant d’acquérir une ou plusieurs

entreprises. Le montage est le suivant : on crée une société holding en y investissant un

certain montant de capital et on emprunte le solde à un ou plusieurs établissements

bancaires pour acheter l’entreprise ou les entreprises concernées. Généralement, le niveau

de dette est élevé par rapport à la proportion d’equity investie (80%/20% par exemple). La

garantie de la dette bancaire est constituée par l’entreprise acquise par la holding. Si

l’opération échoue, l’établissement bancaire devient propriétaire de l’entreprise.

L’entreprise acquise verse des dividendes à la holding, laquelle rémunère la banque en lui

versant le remboursement de la dette. On peut distinguer plusieurs types d’opération en

LBO : le management buy-out (rachat d’entreprise, pour une large part, par l’équipe de

management en place), management buy-in (rachat d’entreprise impliquant une équipe de

direction nouvelle) ou enfin un buy-in management buy-out (schéma mixte où la prise de

participation concerne à la fois l’équipe de management en place et une équipe extérieure

à l’entreprise).

Le classement des dix fonds d’investissement les plus importants du monde a été réalisé

par une célèbre revue spécialisée dans le capital investissement et du capital risque,

Private Equity International.


17

17171717 PREAMBULE

Nom Capital levé en cinq ans (milliards $)

1. The Carlyle Group 32,5

2. Kohlberg Kravis Roberts 31,1

3. Goldman Sachs Principal Investment Area 31,0

4. The Blackstone Group 28,4

5. Texas Pacific Group (TPG) 23,5

6. Permira 21,5

7. Apax Partners 18,9

8. Bain Capital 17,3

9. Providence Equity Partners 16,4

10. CVC Capital Partners 15,7 Figure 3 - Le classement mondial des fonds de Private Equity en 2007

Source : Private Equity International

Introduction à l’amont pétrolierIntroduction à l’amont pétrolierIntroduction à l’amont pétrolierIntroduction à l’amont pétrolier

Qu’est-ce que l’amont pétrolier?

Au sein de la filière pétrolière, on distingue généralement, l’amont pétrol’amont pétrol’amont pétrol’amont pétrolierlierlierlier d’une part,

qui correspond à l’activité d’exploration et de production et l’aval pétrolierl’aval pétrolierl’aval pétrolierl’aval pétrolier d’autre part qui

inclut les activités de raffinage, de distribution et de pétrochimie. L’activité amont

d’exploration et production du pétrole et du gaz peut s’effectuer sur des plateformes dites

onshore (sur terre) ou offshore (en mer). La figure ci-dessous schématise l’ensemble de la

filière pétrolière :

Pipelines

Figure 4 – La filière pétrolière


18

18181818 PREAMBULE

La formation des hydrocarbures

L’histoire du pétrole commence il y a plusieurs dizaines voire plusieurs centaines de

millions d’années, avec la mort d’organismes, qui une fois enfouis et accumulés, donneront

dans des conditions bien particulières naissance aux hydrocarbures. Les réserves actuelles

sont le résultat d’une série de longs processus successifs : accumulation de matière

organique, préservation, enfouissement et sédimentation, puis formation de pétrole ou de

gaz et migration. Au cours de cette longue histoire, les composés subissent de multiples

transformations physiques et chimiques. Cinq grandes étapes peuvent être distinguées :

1. La formation de la matière organique par un processus de sédimentation ;

2. La formation des hydrocarbures et la préservation de la matière organique ;

3. La maturation de la matière organique du kérogène sous l’effet de deux principaux

facteurs : la température et le temps ;

4. La migration et le piégeage des hydrocarbures ;

5. Le stockage en réserves et en ressources qui permettent d’effectuer l’exploration-

production.

La figure ci-dessous illustre les grandes étapes de la formation des hydrocarbures :

Figure 5 – Le processus de formation du pétrole

Source: Les Echos


19

19191919 PREAMBULE

Les réserves pétrolières et les ressourcesLes réserves pétrolières et les ressourcesLes réserves pétrolières et les ressourcesLes réserves pétrolières et les ressources

Dans l'industrie pétrolière, il est d'usage courant de distinguer ressources et réserves. Les

premières correspondent aux quantités d'hydrocarbures, récupérables ou non, contenues

dans le sous-sol. Les réserves au sens strict (classification AAPG, SPE, WPC1 2000) sont

formées des accumulations identifiées qui sont ou seront récupérables dans les conditions

techniques et économiques d'aujourd'hui, dans les gisements en exploitation ou en cours

de développement. Les réserves de pétrole dites prouvéesprouvéesprouvéesprouvées sont estimées à environ un un un un

millier de milliards dmillier de milliards dmillier de milliards dmillier de milliards de barilse barilse barilse barils (entre 1 et 1,3 Gb), soit 150 milliards de tonnes environ ou

encore une production d'une quarantaine d'années au rythme actuel. En tonnes

d'équivalent pétrole, les réserves gazières représentent un volume du même ordre de

grandeur que celui des réserves pétrolières, mais ces quantités correspondent à un ratio

réserves sur production de plus de 60 ans.

La figure ci-dessous donne la répartition géographique des réserves. Nous n'insisterons pas

sur les implications géopolitiques de cette répartition qui sont bien connues.

Figure 6 - Les réserves pétrolières mondiales Source : BP Statistical Review

Les réserves de pétrole sont constituées de réserves dites « prouvées », « probables » et

« possibles ».

Les réserves prouvées (Les réserves prouvées (Les réserves prouvées (Les réserves prouvées (1P1P1P1P)))) :::: la compagnie estime à 90% la probabilité de pouvoir extraire

du brut lors de l’exploitation du gisement. La SEC (Securities and Exchange Commission –


20

20202020 PREAMBULE

l’autorité américaine de contrôle des marchés financiers) impose aux compagnies cotées

aux Etats-Unis de publier annuellement l’état de leurs réserves prouvées, c’est-à-dire le

brut qu’elles peuvent « raisonnablement extraire dans les conditions économiques,

techniques et réglementaires ». Cette catégorie est la plus normée des trois. C’est une

variable clef pour les analystes financiers afin de déterminer la valeur et le potentiel

d’appréciation d’une action d’une compagnie pétrolière.

Les réserves probables (Les réserves probables (Les réserves probables (Les réserves probables (2P2P2P2P)))) : : : : la probabilité de récupérer de l’or noir tombe à 50%.

Les réserves possibles (Les réserves possibles (Les réserves possibles (Les réserves possibles (3P3P3P3P)))) :::: la probabilité n’est plus que de 10%

Les Les Les Les ressourcesressourcesressourcesressources pétrolièrespétrolièrespétrolièrespétrolières présentent des risques additionnels par rapport aux réserves. On

distingue traditionnellement les ressources contingentesressources contingentesressources contingentesressources contingentes (contingent resources) et les

ressources potentiellesressources potentiellesressources potentiellesressources potentielles (prospective resources). Les premières correspondent aux volumes

extractibles contenus dans les découvertes actuelles ; les conditions économiques ne

permettent pas l’extraction de ces ressources. Les ressources potentielles désignent les

volumes extractibles contenus dans les accumulations restant à découvrir. Le risque est ici

à la fois économique et technique.

De même que pour les réserves sont décomposées en sous-catégories (1P, 2P, 3P) selon

leur niveau de risque, les ressources contingentes et potentielles sont différenciées selon

des indices de certitude (Low, Best, High). Le tableau suivant reprend la classification des

réserves et des ressources en fonction de leur niveau de risque :

Figure 7 - Classification des réserves et des ressources pétrolières

Source : IFP

Une fois extrait, certains pétroles doivent être retraités avant d’être raffinés ; c’est le cas

des pétroles non conventionnels. Le pétrole conventionnelLe pétrole conventionnelLe pétrole conventionnelLe pétrole conventionnel représente l’ensemble des

hydrocarbures liquides contenus dans les couches poreuses du sous-sol facilement

extractibles. Le pétrole non conventionnelLe pétrole non conventionnelLe pétrole non conventionnelLe pétrole non conventionnel est l’ensemble des hydrocarbures lourds et

visqueux que sont les bitumes et autres schistes. Ils nécessitent des investissements

supplémentaires pour leur extraction mais aussi pour leur retraitement pour en faire des

hydrocarbures liquides. Du fait de la hausse du prix du pétrole, ces hydrocarbures dits

lourds sont devenus rentables pour les firmes multinationales. Il s’agit notamment des

sables bitumineux du Canada et bruts extra-lourds du Venezuela.

La production de pétrole et de gazLa production de pétrole et de gazLa production de pétrole et de gazLa production de pétrole et de gaz

On produit aujourd’hui environ 85 millions de barils par jour85 millions de barils par jour85 millions de barils par jour85 millions de barils par jour dans le monde. Les majors

pétroliers tels qu’Exxon-Mobil, Shell, Texaco ou Total assurent aujourd’hui près de 20% de

la production mondiale de pétrole. A titre d’exemple, un groupe comme Total produit près

de 2,5 millions de barils par jours ; Exxon-Mobil produit environ 4 millions de barils par

jour en 2008.


22

22222222 PREAMBULE

Notre sujet porte sur le financement des petites etpetites etpetites etpetites et moyennes entreprisesmoyennes entreprisesmoyennes entreprisesmoyennes entreprises pétrolières qui

produisent entre 1000 et 100 000 barils par jour. L’équipe dans laquelle je travaillais chez

BNP Paribas était spécialisée dans le financement des jeunes entreprises d’exploration-

production de pétrole et de gaz. Plus généralement, les équipes lending, de prêts sur

réserves étaient également centrées sur ce marché de niche. Les producteurs indépendants

assurent aujourd’hui 20% de la production mondiale.

Figure 8 – La répartition de la production mondiale en 1973 et 2004

Source : IFP


23

23232323 LES ENJEUX DU FINANCEMENT DE L’AMONT PETROLIER

Projet BNP Paribas

SECTION 1 LLLLES ES ES ES EEEENJEUX DU NJEUX DU NJEUX DU NJEUX DU FFFFINANCEMENT DE INANCEMENT DE INANCEMENT DE INANCEMENT DE L’L’L’L’AMONT AMONT AMONT AMONT PPPPETROLIER ETROLIER ETROLIER ETROLIER


24


LLLLESESESES EEEENJEUXNJEUXNJEUXNJEUX DDDDUUUU FFFFINANCEMENTINANCEMENTINANCEMENTINANCEMENT DDDDEEEE L’AL’AL’AL’AMONT MONT MONT MONT PPPPETROLIERETROLIERETROLIERETROLIER

I.I.I.I. Les enjeLes enjeLes enjeLes enjeux du financement des sociétésux du financement des sociétésux du financement des sociétésux du financement des sociétés d’exploration et de production de pétrole et d’exploration et de production de pétrole et d’exploration et de production de pétrole et d’exploration et de production de pétrole et

de gaz.de gaz.de gaz.de gaz.

A.A.A.A. L’analyse du marchéL’analyse du marchéL’analyse du marchéL’analyse du marché

1. Le changement de nature des projets de l’amont pétrolier

2. Les étapes du financement selon le cycle de vie des sociétés

d’exploration-production de pétrole et de gaz.

3. Les solutions de financement actuelles : vers une intégration des lignes

de produits et des expertises ?

4. Les grands acteurs du financement des petites et moyennes compagnies

pétrolières.

B.B.B.B. Les avantages de l’intégration des lignes de financementsLes avantages de l’intégration des lignes de financementsLes avantages de l’intégration des lignes de financementsLes avantages de l’intégration des lignes de financements

1. La logique financière

2. L’intégration des produits de financement est source de compétitivité

3. Une mise en commun d’expertises au service du client

II.II.II.II. Le financement de l’amont pétrolier chezLe financement de l’amont pétrolier chezLe financement de l’amont pétrolier chezLe financement de l’amont pétrolier chez BNP ParibasBNP ParibasBNP ParibasBNP Paribas

A.A.A.A. L’organisationL’organisationL’organisationL’organisation du Département Energie & Matières Premières de BNP du Département Energie & Matières Premières de BNP du Département Energie & Matières Premières de BNP du Département Energie & Matières Premières de BNP

ParibasParibasParibasParibas

B.B.B.B. Un bref historiqueUn bref historiqueUn bref historiqueUn bref historique

C.C.C.C. Une analyse SWOTUne analyse SWOTUne analyse SWOTUne analyse SWOT

D.D.D.D. Un exemple de financement Un exemple de financement Un exemple de financement Un exemple de financement


25


Dans le contexte actuel de raréfaction des ressources pétrolières et gazières, les étapes

conduisant à la production du pétrole et du gaz sont de plus en plus diverses, complexes et

coûteuses.

Pour répondre à ces défis, les institutions bancaires doivent s’adapter et proposer des

solutions de financement innovantes « sur mesure », adaptées au profil de risque de chaque

projet. Les instruments de financement classiques tels que la « dette senior » ne suffisent

pas toujours à structurer les transactions et à rémunérer le risque encouru par les

investisseurs.

Face à la diversité des projets, les institutions bancaires ont dû intégrer une gamme plus

étendue de produits (dettes subordonnées, dettes junior, equity, etc.) au sein de leur

département financements pour répondre à la fois à la demande des clients et à l’exigence

de rémunération du risque des investisseurs. En particulier, l’instrument «««« equityequityequityequity », qui

correspond au niveau de risque (et de rentabilité) maximal pour l’investisseur, a

récemment été intégré au sein de départements Financements d’Energie et de Matières

Premières de divers groupes bancaires. BNP Paribas est l’un des premiers établissements à

l’avoir introduit.

L’objet de cette section est de montrer pourquoi les institutions bancaires spécialisées dans

le financement de l’Energie et des matières premières ont dû intégrer diverses lignes de

financement. Dans un deuxième temps, il s’agit de faire un état des lieux du marché du

financement de l’amont pétrolier aujourd’hui et d’étudier spécifiquement le cas de BNP

Paribas.


26


I.I.I.I. Les enjeux du financement des Les enjeux du financement des Les enjeux du financement des Les enjeux du financement des sociétéssociétéssociétéssociétés d’exploration et de d’exploration et de d’exploration et de d’exploration et de

production de pétrole et de gaz.production de pétrole et de gaz.production de pétrole et de gaz.production de pétrole et de gaz.

A.A.A.A. L’analyse L’analyse L’analyse L’analyse du marchédu marchédu marchédu marché

1. Le changement de nature des projets de l’amont pétrolier

Aujourd’hui les étapes conduisant à la production et à l’exploration du pétrole et du gaz

sont de plus en plus diverses, complexes et coûteuses. Divers éléments sont à l’origine du

changement de nature des projets.

Tout d’abord, la diminution progressive des ressources naturelles explique que les sociétés

d’exploration et de production pétrolière doivent aller chercher le pétrole et le gaz

toujours plus loin. L’amont pétrolier présente une ingénierie de production tout à fait

originale, profondément marquée par la confrontation directe avec les processus naturels.

Cela vaut aussi bien pour les opérations de surface (construction de plateformes de

production), fréquemment opérées dans des conditions extrêmes, que pour les opérations

de sous-sols (forage et exploitation) réalisées sur les réservoirs naturels dont la variabilité

et la complexité sont sans comparaison avec de nombreux grands projets industriels. D’où

un secteur où les investissements sont énormes et qui reste en évolution technologique

rapide et donc gros consommateur d’ingénierie. La difficulté croissante d’accès aux

ressources naturelles conjuguée à croissance de la demande a eu pour conséquence une

flambée des coûts d’exploration et de production (hors coûts d’acquisition) dans le monde

qui ont quasiment triplé entre 2002 et 2008. Ils devraient atteindre 311 mil311 mil311 mil311 milliards de dollarsliards de dollarsliards de dollarsliards de dollars

en 2008 selon Herold Industry Studies.


27


Figure 9 - Une plateforme de production offshore

Source : Total

Par ailleurs, la hausse du cours du pétrole qui s’est traduite par un doublement du prix du

baril en un an, justifie aujourd’hui l’exploitation de pétroles non-conventionnels comme

les sables bitumineux du Canada et par conséquent une croissance continue des coûts de

production. De même, les forages off-shore sont réalisés à des profondeurs de plus en plus

importantes pouvant dépasser les 2500 mètres expliquent des coûts opérationnels en

constante augmentation.

Ajoutons qu’avec un pétrole cher, la stratégie des pays producteurs et de leurs compagnies

nationales est désormais patrimoniale. A l'image de PDVSA au Venezuela ou d'Aramco en

Arabie Saoudite, les grands pays producteurs ne « lâchent » que peu de champs à explorer

et, si c'est le cas, généralement dans des zones difficiles. La poussée des nationalismes

pétroliers contribue aussi à refermer l'accès des gisements à des pays prometteurs comme

la Bolivie, l'Iran, le Kazakhstan... quand ce ne sont pas de véritables expropriations « pour

raisons écologiques » qui permettent à un Etat de reprendre la main en Sibérie... Ces

stratégies restrictives se cumulent à la surenchère qu'exercent de nouveaux bras armés de

pays émergents comme Sinopec ou Gazprom, pressés par leurs gouvernements de se

constituer un patrimoine pétrolier hors frontières pour soutenir leur croissance. Restent

donc pour les majors comme pour les petits producteurs indépendants, les réserves les plus


28


inaccessibles d'accès, en offshore très profond, ou les sables bitumineux, qui exigent des

innovations technologiques poussées et de très lourds investissements. Les véritables

bénéficiaires d’un prix du baril élevé sont souvent, outre les compagnies nationales, les

sous-traitants spécialisés dans l’exploration et dans le raffinage comme Schlumberger,

Technip ou CGG Veritas. Pratiquement seuls dépositaires des compétences requises, ces

sociétés peuvent augmenter fortement leurs prix et reconstituer leurs marges laminées

pendant les années de baril à 10 dollars2.

A l’heure du troisième choc pétrolier, nous vivons, sans doute davantage que lors des

chocs précédents, une période charnière, dans laquelle les perspectives mondiales de

production de pétrole sont très incertaines comme l’illustre la figure 9. Selon un scénario

optimiste, les techniques actuelles et le niveau élevé du prix du baril de pétrole

permettraient d’exploiter les pétroles lourds ; dans ce cas la production mondiale

connaitrait une forte croissance dans les cinquante prochaines années.

Le scénario pessimiste serait que l’on atteigne rapidement le pic de production (« peak

oil ») et que le niveau de production diminue significativement dans les années à venir.

Figure 10 – Les perspectives mondiales de pétrole Source: Les Echos

2 Source: Les Echos, Pétrole cher: pourquoi Total tire son épingle du jeu, Denis Florin Et Jean-Baptiste De Courson, juillet 2008


29


Face à ces enjeux, les institutions financières doivent s’adapter et proposer des solutions de

financement innovantes adaptées au profil de risque des projets. Les outils de financement

classiques tels que la dette senior ne suffisent plus à financer les projets à risque. Il y a Il y a Il y a Il y a

donc une nécessité pour l’ensemble des établissements financiers de proposer des solutions donc une nécessité pour l’ensemble des établissements financiers de proposer des solutions donc une nécessité pour l’ensemble des établissements financiers de proposer des solutions donc une nécessité pour l’ensemble des établissements financiers de proposer des solutions

de financementde financementde financementde financement innovantes et compétitives.innovantes et compétitives.innovantes et compétitives.innovantes et compétitives.

Avant d’évoquer les solutions apportées par les institutions bancaires pour financer les

projets de l’amont pétrolier, il convient de rappeler les étapes classiques de financement

des sociétés d’exploration et de production de pétrole et gaz.

2. Les étapes du financement selon le cycle de vie des sociétés

d’exploration-production de pétrole et de gaz.

Au départ, la phasephasephasephase d’explorationd’explorationd’explorationd’exploration correspond à la recherche d’hydrocarbures

économiquement rentables, l’acquisition de concessions et à la négociation de contrats

avec les autorités locales. A ce stade, les réserves ne sont pas encore prouvées. Des études

géologiques, pétrophysiques sont menées afin d’évaluer le potentiel le sous-sol. Cette

phase risquée est financée par du capital, généralement apporté par les dirigeants de la

société. Ce financement peut être complété par des investissements en capital (equity)

extérieurs une fois les concessions acquises et les contrats signés.

La phase d’évaluationLa phase d’évaluationLa phase d’évaluationLa phase d’évaluation ouououou appraisalappraisalappraisalappraisal correspond à l’analyse des divers documents

nécessaires à l’étude des options disponibles pour le développement du champ, la mise en

place d’infrastructures de production, la location des équipements. Cette phase peut être

financé par de l’equity ou des produits de dette fortement rémunérés comme la dette

mezzanine. Les équipes de Project Finance peuvent également proposer des financements

à long terme pour permettre l’installation des infrastructures de production. C’est une

étape importante pour les investisseurs en capital qui peuvent capter à ce moment une


30


partie importante de la valeur future du champ en investissant à un stade de

développement relativement jeune de la société.

La phase de développementLa phase de développementLa phase de développementLa phase de développement correspond à la mise en place et l’installation de la plateforme

qui servira à la production. Le plan de développement ou Field Development Plan (FDP)

doit être émis par la direction de la compagnie pétrolière et validé par les autorités locales.

Le FDP doit permettre la conception du plan de développement, en indiquant le détail des

dépenses d’investissement (Capex) prévisionnelles liées à l’installation des équipements de

surface et de sous-sols afin de d’arriver aux profils de production souhaités. Le FDP doit

également indiquer les dépenses opérationnelles (Opex) estimées permettant notamment

d’entretenir des équipements et de payer la main d’œuvre.

Cette étape est déterminante à la fois pour les sociétés d’exploration pétrolière et les

institutions de financement, car, une fois le FDP signé, les besoins en financement sont les

plus importants. Pour les institutions de financement, il s’agit de capter les opportunités

suffisamment en amont afin d’attirer de nouveaux clients et proposer des refinancements

pendant les phases ultérieures de développement et de production. Selon les projets, la

phase de développement peut être financée en dettes ou/et en equity.

La phase La phase La phase La phase de de de de productionproductionproductionproduction permet l’extraction effective du pétrole et l’acheminement des

barils de pétrole. Cette phase peut bien entendu faire l’objet de refinancement dans le cas

où la société souhaite, entre autres, accélérer le rythme de la production (en procédant à

d’autres forages).

Parmi les divers types de facilités qui peuvent être émises par les institutions bancaires

pour financer les étapes de développement et de production, les financements Borrowing

Base Facility, permettent de mettre à la disposition du client une facilité tirable sur

demande jusqu’à un certain montant défini au préalable comme étant la valeur agrégée

d’un pool de collatéraux éligibles. Le financement est lié à un book d’actifs court-terme


31


récurrents (stocks ou créances clients) : ce sont ici les réserves pétrolières détenues par

l’emprunteur.

Plus spécifiquement, les sociétés d’exploration et de production indépendantes présentant

des réserves prouvées ont recours à des financements de type Reserves Based LendingReserves Based LendingReserves Based LendingReserves Based Lending....

Cette activité consiste à financer consiste à financer une société pétrolière en déterminant

sa capacité d’endettement sur la base de ses réserves pétrolières et de sa production future.

L’activité RBL s’est développée très rapidement ces dernières années, en maintenant une

très forte rentabilité sur un marché extrêmement actif. Ce secteur en pleine croissance, du

fait du niveau élevé du prix du pétrole, présente un grand potentiel d’acquisition d’actifs

pétroliers sur des projets désormais rentables. L’originalité de BNP Paribas, qui s’est hissée

au niveau de leader dans cette activité mondiale (depuis Houston, Toronto, Paris et

Singapour), est la composition de ses équipes, allant des financiers à des ingénieurs-

réservoir ayant travaillé pour des majors pétrolières et parfaitement au fait des besoins des

clients. Outre les Etats-Unis, la mer du Nord et l’Australie, l’activité se concentre sur les

pays émergents en Afrique de l’Ouest, en Europe orientale et en Asie du Sud-Est.

La figure ci-dessous illustre les étapes classiques de financement d’une compagnie

pétrolière, de sa naissance jusqu’à son introduction en Bourse.

Exploration

Un champ unique en production

Quelques champs en production

Plusieurs actifs en production et des actifs en développement

sous licence

Large portefeuille d’actifs en phase de production, de développement et d’exploration

Project Finance

Balance sheet Lending

Development Finance

Small Borrowing Base

Large Borrowing Base

Refinance Refinance Refinance

Reserves-Based Lending

Reserves-Based Lending

Corporate Credit Facility

Cycle de vie d’une compagnie d’E&PFTSE 250

Equity

Acquisition des licences

Figure 11 - Les étapes du financement d'une compagnie d'E&P de pétrole et de gaz

Source : Oil & Gas Finance Journal


32


3. Les solutions de financement actuelles : vers une intégration des lignes

de produits et des expertises ?

Traditionnellement, le produit equity sert à financer de jeunes sociétés pétrolières en

phase d’exploration, de pré-évaluation et de développement. C’est en effet le produit de

financement le plus risqué pour l’entreprise. Les instruments de crédit classiques servent à

financer des projets en phase plus mature de développement et de production comme

indiqué sur la figure ci-dessous.

Figure 12 - Approche classique du financement de l'amont pétrolier

Face aux changements de nature des projets, les produits d’equity et de lending ont

tendance à s’intégrers’intégrers’intégrers’intégrer. En effet, dans un contexte de diminution des ressources et de

flambée du cours du pétrole, les projets de financement qui parviennent aux institutions

bancaires ont un profil de risque plus élevé. Les produits de lending ont eu tendance à

« migrer » vers des phases plus amont de pré-production et d’évaluation à tel point qu’il

fait sens aujourd’hui pour les institutions bancaires de proposer des offres de financement

plus risquées. La tendancLa tendancLa tendancLa tendance du marché est clairement aujourd’hui d’intégrere du marché est clairement aujourd’hui d’intégrere du marché est clairement aujourd’hui d’intégrere du marché est clairement aujourd’hui d’intégrer divers produits divers produits divers produits divers produits

de financementde financementde financementde financement tels que la dette senior, des produits mezzanine et de l’tels que la dette senior, des produits mezzanine et de l’tels que la dette senior, des produits mezzanine et de l’tels que la dette senior, des produits mezzanine et de l’equityequityequityequity , comme , comme , comme , comme

illustré ciillustré ciillustré ciillustré ci----dessousdessousdessousdessous....


33


Figure 13 - La tendance actuelle: la convergence des produits de financements

Pour mieux comprendre pourquoi on a eu besoin d’introduire de nouvelles lignes de

financement et, en particulier, le produit equity, il convient de prendre un exemple.

Prenons le cas d’une compagnie d’exploration et de production de pétrole et de gaz qui

cherche à lever 250 millions de dollars dans le cadre de son programme de développement.

La société prend contact avec l’équipe RBL (Reserves Based Lending) qui lui propose une

facilité maximale de 200 millions d’euros au vu du montant des réserves prouvées. Le

problème pour le client est donc de pouvoir lever les 50 millions d’euros restants. Une

solution serait pour lui de chercher un financement complémentaire auprès d’autres

banques. Une autre serait de s’adresser à une autre institution bancaire lui proposant

l’intégralité du financement en combinant une gamme de produits.

Pour éviter de perdre des dossiers et des parts de marché, les Banques ont donc dû

proposer une gamme de produits plus étendue afin de répondre à la structure des projets

d’exploration et de production de pétrole et de gaz. D’où la construction de solutions de

financements à partir d’une palette de produits (dettes, equity, mezzanine, etc.). Comme

indiqué sur la figure ci-dessous, la structure de financement des projets d’exploration et de

production doit être adapté au profil de risque du projet :

Financement = Financement = Financement = Financement = αααα*Equity + *Equity + *Equity + *Equity + ββββ*Dette Senior + *Dette Senior + *Dette Senior + *Dette Senior + γγγγ*Dette Junior*Dette Junior*Dette Junior*Dette Junior


34


DETTE SENIOR

R = 4/5%

EQUITY R > 25%

Réserves Prouvées + Probables

DETTE JUNIOR

R =10/15%

OUTILS DE FINANCEMENT

Réserves + RessourcesContingentes

Réserves + Ressources Contingentes + Prospectives

$200MM

$240MM

$40 MM

$10 MM

$200 MM

$250MM

TYPE DE RESERVES

Niveau de risque croissant

Production / Pré production / Développement

Développement

Développement / Exploration

On le voit à travers cet exemple, il a fallu introduire de nouvelles tranches de financement

pour répondre à la structure plus risquée des projets. En particulier, les produits « equity »

et « dettes juniors » viennent compléter les tranches de dettes seniors et permettent de

financer des actifs en phase d’exploration et en début de phase de développement.

Il y a donc aujourd’hui de façon évidente un appel du marché du financement pétrolier. La

flambée des cours du pétrole justifie aujourd’hui l’exploration de zones pétrolières

jusqu’ici non rentables. De nombreuses compagnies pétrolières ont donc aujourd’hui des

besoins en financement allant de la dette senior à l’equity.

4. Les grands acteurs du financement des petites et moyennes entreprises de pétrole et de gaz

Contrairement à ce que l’on pourrait penser, il y a un nombre assez limité d’établissements

proposant des financements aux petites et moyennes compagnies d’exploration et de

production de pétrole et de gaz. Il faut en effet distinguer les institutions qui jouent le rôle

d’intermédiaire et de conseil dans les transactions de fusions et d’acquisition de celles qui

apportent des capitaux pour financer l’activité de leurs clients.


35


Sur le marché du financement des sociétés de l’amont pétrolier, la concurrence est

organisée de façon localelocalelocalelocale : elle porte notamment sur la connaissance des acteurs de

l’exploration et production dans une région donnée (petites et moyennes entreprises,

compagnies pétrolières nationales, administrations, etc.). Plus généralement, les

éléments de différenciation sont : la connaissance locale, le savoir-faire et l’expertise des

institutions de financement (rôle des ingénieurs pétroliers) ; la capacité de proposer des

solutions de financements innovantes et diversifiées et enfin la rapidité d’exécution des

dossiers en interne. Le schéma ci-dessous donne quelques noms des acteurs du

financement des sociétés d’exploration et de production de pétrole et de gaz suivant leur

présence géographique.

Figure 14 - Les acteurs du financement de l'amont pétrolier

On observe aujourd’hui une tendance à l’intégration des produits financiers (dettes seniors,

dettes juniors, produits equity, etc.) et des expertises au sein des départements

« financement » des grandes institutions bancaires. Cette coopération inter métiers, déjà en

développement dans un certain nombre d’établissements (BNP Paribas, Royal Bank of

Scotland, Halifax Bank of Scotland, Bank of Scotland, Standard Bank, Standard Chartered,

etc.), est appelée à se développer dans les prochaines années au sein de l’industrie

financière. De la même façon que dans de nombreuses industries, on a vu apparaître

l’intégration des expertises et de lignes de métiers concourantes sur un même projet, on


36


peut voir s’esquisser l’apparition d’équipes « dettes », equity, « mezzanine », etc. proposant

des solutions de financement innovantes et adaptées à la diversité des projets

d’investissement de l’amont pétrolier.

B.B.B.B. Les avantages de l’intégration des lignes de financementLes avantages de l’intégration des lignes de financementLes avantages de l’intégration des lignes de financementLes avantages de l’intégration des lignes de financement

1. La logique financière

Pour justifier l’intérêt d’intégrer des produits de financement, on peut dans un premier

temps montrer les limites de chaque produit pris individuellement dans le financement de

certains projets d’exploration et de production de pétrole et de gaz.

Pourquoi ne peut-on pas financer tous les projets uniquement par de la dette senior?

Comme on l’a vu plus haut, financer certains projet d’exploration et de production par de

la dette senior serait trop risqué pour le banquier. Le risque de non solvabilité de la société

est trop important par rapport au niveau des réserves prouvées. En cas de mise en faillite

de la société, la valeur des actifs de la société ne suffirait pas à recouvrer la dette émise par

la banque. Dans ce cas, le banquier déclinerait l’offre proposée par son client.

De même, pourquoi ne pas financer tous les projets par de l’equity ? Plusieurs raisons

peuvent être évoquées. Tout d’abord, le client ne serait pas nécessairement prêt à voir un

investisseur extérieur prendre le contrôle intégral du capital de sa société.

Du côté de l’investisseur, l’une des limites que l’on pourrait évoquer serait que dans ce cas

il ne profiterait pas de l’effet de levier. En effet, l’investisseur en capital veut profiter de

l’effet de levier et voir endetter la structure pour améliorer sa rentabilité. Prenons

l’exemple d’une société dont la valeur d’entreprise vaut 100 avec un levier de 3. Pour

chaque part de 10 achetée, l’actionnaire investit donc 30 (10+20). Si les 30 investis ont une

performance de +25%, l’actionnaire gagne 7,5 (25% de 30 = 7,5). Sans effet de levier, on

aurait obtenu 2,5 (25% de 10). Il faut toutefois noter qu’en endettant la société, la

structure financière de la cible devient plus risquée pour l’actionnaire. Il n’en demeure pas


37


moins que les gains potentiels de l’investisseur en capital augmentent grâce à l’effet de

levier.

En conséquence, l’intégration des produits de financement permet de financer des projets

que les banques déclineraient en proposant individuellement les produits lending et equity.

2. L’intégration des produits de financement est source de compétitivité

Du point de vue des institutions bancaires, les enjeux de l’intégration des produits

financiers résident dans la capacité à délivrer rapidement des solutions de financement

innovantes répondant aux exigences de rentabilité de la banque et aux besoins des clients.

Intégrer les lignes de produits de financement est une voie innovante pour les institutions

bancaires et permet de gagner de nouvelles parts de marché. Sans intégration, les dossiers

seraient déclinés en raison d’une inadéquation entre la rémunération des produits de

crédit et les risques associés au projet. Les banques étendent aujourd’hui le spectre de leurs

produits en proposant des financements par tranches (tranches senior A, B, C, D ; dettes

juniors ; dettes mezzanine) afin de définir un profil de risque associé à chaque projet (cf

préambule, figure 2).

3. Les avantages de l’intégration : une mise en commun d’expertises au

service du client

L’intégration des métiers revêt trois avantages majeurs.trois avantages majeurs.trois avantages majeurs.trois avantages majeurs.

Tout d’abord, c’est le partage et la mise en commun d’expertisesc’est le partage et la mise en commun d’expertisesc’est le partage et la mise en commun d’expertisesc’est le partage et la mise en commun d’expertises au sein d’une même

organisation. Chaque ligne de métier peut intervenir de manière ponctuelle afin de

conseiller une équipe sur une transaction. Ainsi les ingénieurs-réservoir apportent leur

savoir-faire sur les aspects techniques des opportunités de financement et d’investissement.

C’est également la possibilité d’offrir une solution de financement adaptée au client finalune solution de financement adaptée au client finalune solution de financement adaptée au client finalune solution de financement adaptée au client final

(financement sous forme de tranches de « dettes » et equity par exemple comme décrit

précédemment) qui dépensera moins de temps et d’argent à solliciter des investisseurs


38


issus de diverses institutions. Dans ce contexte, il devient intéressant pour le client de

s’adresser à un seul interlocuteur qui lui propose une offre intégrée. Bénéficier de toutes

les expertises « in-house » évite les levées des fonds successives auprès de plusieurs

investisseurs et limite généralement les coûts associés aux fund raising à répétition.

Enfin, l’intégration de ces équipes au sein d’un même Département peut conduire à un

avantage de taille : la capitalisation du niveau de connaissancesla capitalisation du niveau de connaissancesla capitalisation du niveau de connaissancesla capitalisation du niveau de connaissances sur un dossier donné par

l’équipe de « prêts sur réserves » peut directement servir les intérêts de l’équipe

d’investissement en « capital ».

II.II.II.II. LeLeLeLe financement de l’amont pétrolier chez financement de l’amont pétrolier chez financement de l’amont pétrolier chez financement de l’amont pétrolier chez BNP ParibasBNP ParibasBNP ParibasBNP Paribas

A.A.A.A. L’organisation L’organisation L’organisation L’organisation du Département Energie & Matières Premières du Département Energie & Matières Premières du Département Energie & Matières Premières du Département Energie & Matières Premières de BNP de BNP de BNP de BNP ParibasParibasParibasParibas

BNP ParibasBNP ParibasBNP ParibasBNP Paribas est le premier groupe bancaire français, né de la fusion de la Banque

Nationale de Paris (BNP) et de Paribas en 2000. La société est cotée au Premier marché

d’Euronext Paris et fait partie de l’indice CAC 40. C’est l’une des premières banques de la

zone euro par la capitalisation boursière. BNP Paribas est présent dans 85 pays et compte

plus de 150 000 collaborateurs dans le monde.

Le groupe est organisé en trois grands domaines d’activité :

� La Banque de Détail qui comprend:

� la Banque de Détail en France

� les Services Financiers et Banque de Détail à l’International

� La Banque de Financement et d’Investissement qui regroupe :

� une couverture des clients par territoires

� les Conseils et Marchés de Capitaux

� lllles Métierses Métierses Métierses Métiers de Financements (de Financements (de Financements (de Financements (exempleexempleexempleexemple : Département Energie : Département Energie : Département Energie : Département Energie & Matières Premières& Matières Premières& Matières Premières& Matières Premières) ) ) )

� La gestion d’actifs (Asset Management & Services) qui comporte :

� la Gestion Institutionnelle et Privée


39


� l’assurance

� les Titres

� l’immobilier

BNP Paribas Energy Commodities Export Project (ECEP)BNP Paribas Energy Commodities Export Project (ECEP)BNP Paribas Energy Commodities Export Project (ECEP)BNP Paribas Energy Commodities Export Project (ECEP),,,, récemment rebaptisrécemment rebaptisrécemment rebaptisrécemment rebaptisé é é é StructurStructurStructurStructured ed ed ed

FinanceFinanceFinanceFinance,,,, est la ligne de métier du groupe BNP Paribas qui met à la disposition des

entreprises son expertise dans les secteurs de l'énergie, des matières premières, du

financement export et du financement de projets. L'expertise du Département est

concentrée dans 4 "business centers" (Paris, New York, Genève et Singapour) avec des

filiales ou des bureaux de représentation dans plus de 40 pays. Au total, le Département

compte environ 1500 personnes.

L’activité du Département comprend notamment :

� le finanle finanle finanle financement du ncement du ncement du ncement du négoce des Matières Premièreségoce des Matières Premièreségoce des Matières Premièreségoce des Matières Premières qui propose un financement à

court terme transactionnel et structuré aux sociétés de négoce, aux acteurs opérant

sur des niches ou aux sociétés multi-matières premières. BNP Paribas est l'un des

leaders mondiaux dans ce domaine.

� le financement sle financement sle financement sle financement structuré des Matières Premièrestructuré des Matières Premièrestructuré des Matières Premièrestructuré des Matières Premières qui apporte des solutions de

financement sur mesure aux producteurs et transformateurs de matières premières

implantés dans les pays émergents. Les transactions structurées comprennent : les les les les

actiactiactiactivités de prêts sur réserve (RBL),vités de prêts sur réserve (RBL),vités de prêts sur réserve (RBL),vités de prêts sur réserve (RBL), le financement pré-export, les solutions

personnalisées de gestion des stocks le prêt aux grandes entreprises.

� le fle fle fle financement de l'énergie, métaux, minesinancement de l'énergie, métaux, minesinancement de l'énergie, métaux, minesinancement de l'énergie, métaux, mines qui propose tous les types de

financement aux grands acteurs de l'énergie et des matières premières sur les

marchés matures.

� les dles dles dles dérivés de Matières Premièresérivés de Matières Premièresérivés de Matières Premièresérivés de Matières Premières met à disposition un large éventail d'outils de

gestion du risque, tels que les contrats à terme sur les marchés organisés et les

produits dérivés sur les marchés de gré à gré.


40


� le fle fle fle financement Exportinancement Exportinancement Exportinancement Export qui livre des solutions avalisées par des Organismes de

Crédit à l'Exportation (ECA : Export Credit Agencies), aux entreprises clientes

quels que soient leur lieu d'implantation et leur secteur d'activité industrielle.

� le financement de ple financement de ple financement de ple financement de projetsrojetsrojetsrojets qui finance les actifs dans le secteur de l'énergie ou de

l'infrastructure dans une perspective de long terme.

� " " " " Global Trade ServiceGlobal Trade ServiceGlobal Trade ServiceGlobal Trade Service """" qui propose une palette de produits et services notamment

ses produits de financement de "Supply Chain Financing", pour les activités

import-export des échanges de marchandises.

L’organigramme ci-dessous présente les grandes branches du Département Energie &

Matières Premières, en particulier l’équipe Private Equity (« E&C Capital ») et l’équipe du

Reserves Based Lending (RBL) qui appartient à la division financements structurés E&C

Structured Debt :

Responsable du Département Energie & Matières Premières

Asset Finance

Coverage&

Franchise Dvpt.

Global Credit Management

Commodity Finance

Business Manager (BDO / Project Mgt)

Energy & CommoditiesLincoln Payton

E&CStructured

Debt:

ReservesBased

Lending

Project Finance

Commodity Structured

Finance (CSF)

Energy Mines and Metals

Finance (EMMF)

E&CCapital

AlexandreTilmant

Global Trade Services

Structured Leasing &Capstar

Export FinanceBank Group

Insurance Group

ShippingFinance

Project Finance Infrastructure

Aviation Finance

Transportation

Figure 15 - Organisation du Département Energie & Matières Premières du groupe BNP Paribas

E&C CapitalE&C CapitalE&C CapitalE&C Capital

Intégrée au sein du Département Energie & Matières Première, l’équipe private equity,

E&C Capital (Energy & Commodities Capital), prend des participations minoritaires en


41


direct ou via des fonds dans des projets d’investissements dans le secteur de l’Energie et

des matières premières (pétrole, gaz, matières premières, nucléaire, énergies nouvelles). Le

portefeuille d’investissements à New York est principalement centré sur la zone Amérique

du Nord et Amérique Latine. Depuis février 2007, le fonds est appelé à couvrir le reste du

monde notamment l’Afrique & Moyen-Orient, l’Europe et l’Asie.

Private Banking, Asset Management Security Services & Insurance

Retail Banking

Capital Markets & Corporate Advisory

Services

Corporate & Financial

Institutions

E&C Capital

Commodity Trade

Finance

Commodity Corporate FinancingProject

FinancingGlobal Trade

Services

Commodity Derivatives

Export Finance

ECEPEnergy Commodity Export Project

Corporate and Investment Banking

Commodity Structured Financing

Figure 16 - L'équipe du Private Equity ("E&C Capital") dans le groupe BNP Paribas

B.B.B.B. Un bref historiquUn bref historiquUn bref historiquUn bref historiqueeee Le cœur de métier du Département Energie & Matières premières consiste à proposer des

solutions de financement en dettes que ce soit du Reserves Based Lending, du Project

Finance ou des solutions de financement à l’export.

Afin de mieux comprendre les raisons du succès de BNP Paribas dans le secteur de

l’énergie et son positionnement sur le marché du financement de l’amont pétrolier, il

convient de dresser un bref historique du Département Energie & Matières Premières.

Au départ, l’activité du Département débute dans les années 1970 par le financement des

traders dans les pays émergents. En effet, les premières lignes de produits qui se sont

développées concernent les prêts à court terme et le financement transactionnel avec une


42


contrepartie. Le trading pétrolier désigne les opérations financières liées au commerce des

cargaisons d’hydrocarbures bruts ou raffinés. Le rôle des traders est d’acheter une

cargaison dont les caractéristiques (quantité, qualité, situation géographique) lui

permettront de réaliser un arbitrage profitable lors de la revente de cette cargaison à un

client. C’est de cette façon qu’ils pourront prendre leur marge sur le prix de revente des

produits. L’avantage du trader, c’est qu’il est en contact avec tout un ensemble d’acteurs de

la filière pétrolière, du producteur indépendant de pétrole et de gaz jusqu’au raffineur, en

passant par les autorités locales. Travailler avec les traders était donc un bon moyen de

pénétrer le marché car il a permis à BNP Paribas de progressivement couvrir toute la

filière et d’élargir la gamme de ses clients. Par exemple, les compagnies pétrolières

nationales (National Oil Company ou NOC), ont eu besoin d’expertises et de conseils

notamment suite à des problèmes de gestion de trésorerie. C’était un bon moyen pour

BNP Paribas d’approcher les entreprises locales de l’amont pétrolier.

A partir des années 1980 commence un financement qui concerne davantage les

producteurs indépendants. Le produit Reserves Based Lending commence à se développer.

Dans un premier temps, l’équipe du Reserves Based Lending est créée à Houston en 1989

et couvre essentiellement le financement des petites et moyennes entreprises situées au

Texas, en Amérique Latine et au Canada. A partir de 2001, l’équipe du Reserves Based

Lending est créée à Paris en charge du financement des sociétés d’E&P de pétrole et de gaz

situées essentiellement en Afrique de l’Ouest, au Moyen-Orient et en mer du Nord. Même

si le métier reste le même entre les deux zones, l’analyse reste très différente du fait du

poids de la fiscalité, des contextes géopolitiques sensibles et les risques pays associés, de la

géologie variable des terrains onshore et offshore (mer du Nord). Dans un contexte de

besoin en financements pour des projets de plus en plus risqués, l’équipe du private equity

a été créée en 2005 à New York. Au départ, centrée sur la zone Amériques, elle bénéficie

d’un mandat de couverture mondiale depuis 2007 et l’activité private equity est appelée à

s’étendre à Paris, Genève et Singapour.

Plus généralement, les réorganisations internes vont dans le sens d’une intégration des

lignes de métiers. Chez BNP Paribas, les métiers Reserves Based Lending, Commodity


43


Structured Finance et Project Finance ont été intégré au sein d’un même Département :

E&C Structured Debt. L’intégration est donc une réponse de BNP Paribas à la structure du

marché actuel qui est dans la gamme de ses ressources.

Très récemment, la Banque a décidé de renforcer l’intégration de ses métiers afin d’offrir

une gamme encore plus large de produits. La réorganisation actuelle et la refonte du

Département Energie & Matières Premières au sein d’une entité de financements

structurés multi sectoriels : Structured Finance.

De plus, la Direction a décidé de mettre en place une organisation uniqueorganisation uniqueorganisation uniqueorganisation unique de couverture de couverture de couverture de couverture

clientclientclientclient («(«(«(« CoverageCoverageCoverageCoverage »»»»),),),), indépendante des lignes de métiers pour tous les clients de taille

importante, multi produits et à fort potentiel, unifiant les entités existantes de couverture

clients et territoires. Cela permet une amélioration de l’efficacité du modèle de «

couverture » clients et une meilleure adéquation des ressources et des savoir-faire

spécialisés avec la mise en avant d’expertises sectorielles clés.

L’entité Coverage est composée de « senior bankers » qui ont pour mission de proposer aux

clients de BNP Paribas une gamme complète de produits adaptés à leurs besoins en allant

chercher des produits offerts par la banque d’affaires dans sa globalité. Cela implique un

travail de coordination entre les équipes « Coverage » et les équipes métiers. On retrouve

bien la volonté d’intégrer les produits et les compétences au sein de la Banque.

C.C.C.C. Une aUne aUne aUne analyse SWOTnalyse SWOTnalyse SWOTnalyse SWOT

Forces (Forces (Forces (Forces (StrenghtsStrenghtsStrenghtsStrenghts))))

Les avantages concurrentiels du Département Energie & Matières Premières (activités de

financement de pétrole et de gaz en particulier) de BNP Paribas ne sont pas tellement dans

la nature des produits proposés, ni même dans les marges dégagées car aujourd’hui les

grandes banques spécialisées dans le financement de l’Energie et des Matières Premières

ont tendance à proposer plus ou moins les mêmes produits au même prix. Parmi les atouts

propres à BNP Paribas, on peut noter:


44


---- Une capacité à échanger rapidementUne capacité à échanger rapidementUne capacité à échanger rapidementUne capacité à échanger rapidement de l’information, à travailler au sein d’une

plateforme commune, à intégrer dans une certaine mesure les lignes de financement.

L’une des forces de BNP Paribas réside dans sa capacité à intégrer ses lignes de produits au

sein de mêmes étages ; ainsi le Commodity Finance, le Reserves Based Lending et le

Project Finance ainsi que d’autres métiers sont localisés dans les mêmes locaux à Paris. Les

banques de financement concurrentes ont des services équivalents mais qui sont souvent

dispersées dans des villes différentes, ce qui peut être un frein à la communication inter-

équipes. On l’a vu plus haut, la Direction de BNP Paribas souhaite encore renforcer

l’intégration de ses métiers afin de proposer aux clients des offres de financement

complètes et innovantes par la mise en place d’équipes de « couverture » (Coverage)

dédiées;

---- Une expertise reconnue dans le seUne expertise reconnue dans le seUne expertise reconnue dans le seUne expertise reconnue dans le secteurcteurcteurcteur et une rapidité d’exécutionet une rapidité d’exécutionet une rapidité d’exécutionet une rapidité d’exécution qui se traduit par

moins de blocages en interne de la part des comités de crédit en charge d’approuver les

propositions de financements aux clients. Cette track record permet à la banque de

prendre des risques plus importants dans l’absolu compte tenu de leurs connaissances du

marché.

---- Sans doute l’élément le plus déterminantSans doute l’élément le plus déterminantSans doute l’élément le plus déterminantSans doute l’élément le plus déterminant, c’est la relation client, et les liens tissés avec

des acteurs importants sur les marchés locaux. BNP Paribas est aujourd’hui très présente

dans certains pays tels que le Nigeria et l’Angola par exemple. Cette relation durable avec

certains clients a permis à la Banque de s’imposer sur le marché africain et se faire de

nouveaux contacts locaux.

Faiblesses (Faiblesses (Faiblesses (Faiblesses (WeaknessesWeaknessesWeaknessesWeaknesses))))

� BNP Paribas doit encore renforrenforrenforrenforcer ses parts de marchécer ses parts de marchécer ses parts de marchécer ses parts de marché dans certaines zones telles que

l’Amérique du Nord, l’Europe du Nord et l’Asie.

� Le Département Energie & Matières Premières doit sans doute gagner engagner engagner engagner en

harmonisation harmonisation harmonisation harmonisation et en cohérence dans sa politique d’investissement entre ses différents


45


centres (Paris, New York, Genève et Singapour). En particulier, les comités de crédit

régionaux doivent se coordonner afin de permettre une politique de financement et

d’investissement globale et en ligne avec des standards communs adoptés par la

Banque.

� BNP Paribas reste encore peu présente dans le processus de syndication.syndication.syndication.syndication.

Un crédit syndiquésyndiquésyndiquésyndiqué est un crédit accordé à une entreprise par plusieurs banques. Le

placement d’un crédit syndiqué se rapproche de celui d’une obligation. L’entreprise choisit

tout d’abord une banque qui joue le rôle d’arrangeurarrangeurarrangeurarrangeur de l’opération. Cette banque pourra

éventuellement réaliser une prise ferme de l’intégralité du crédit qu’elle syndiquera par la

suite. L’arrangeur sera rémunéré spécifiquement pour son rôle de conseil et de placement.

Les principaux termes du crédit seront négociés entre la banque arrangeuse et l’entreprise

pour aboutir à un « term sheet ». Concomitamment, la banque et l’entreprise choisiront

une stratégie de syndication, c’est-à-dire le choix des banques (ou des institutions

financières) qui composeront le syndicat bancaire. Sur la base de réunions avec

l’entreprise et d’un mémorandum d’information, les banques contactées se déterminent

sur leur participation ou non au crédit syndiqué. Une fois le syndicat formé, la

documentation juridique est finalisée. L’opération de placement peut durer environ deux

mois depuis le choix de l’établissement arrangeur jusqu’à la mise à disposition des fonds.

La syndication est donc uneLa syndication est donc uneLa syndication est donc uneLa syndication est donc une bonne forme de gestion des risquesbonne forme de gestion des risquesbonne forme de gestion des risquesbonne forme de gestion des risques pour la banque arrangeuse

car elle limite son exposition à des prêts risqués. Des banques telles que Standard

Chartered parviennent aujourd’hui à syndiquer les prêts de façon intéressante avec des

équipes dédiées qui démarchent des institutions bancaires dédiées. BNP Paribas n’a pas

encore mis en place dédiée à cette activité qui peut être très lucrative pour la Banque.

Opportunités (Opportunités (Opportunités (Opportunités (OpportunitiesOpportunitiesOpportunitiesOpportunities))))

Deux facteurs principaux expliquent l’apparition de nouvelles opportunités dans le secteur

du financement de l’amont pétrolier :

� les besoins en financements croissants des producteurs indépendants de pétrole et de

gaz expliqués par l’envolée des coûts d’exploration-production, l’appétit pour les


46


activités d’exploration pétrolières avec un prix du baril élevé et les risques croissants

engagés dans ce dessein ;

� la nécessité de proposer des solutions de financements innovantes et compétitives dans

des délais de plus en plus courts dans un contexte de concurrence accrue entre les

institutions bancaires préférant aujourd’hui financer des valeurs refuges telles que

matières premières et les sources d’énergie.

Menaces (Menaces (Menaces (Menaces (ThreatsThreatsThreatsThreats))))

Les menaces de la concurrence résident dans le mimétisme stratégique. Les banques de

financement de l’Energie et des matières premières proposent aujourd’hui des offres de

financements intégrées et ont recours à des produits plus risqués. C’est le cas des grandes

banques écossaises qui ont récemment introduit divers produits de financement (equity,

mezzanine) et recruté des ingénieurs-réservoir au sein de leur Département Energie &

Matières Premières.

D.D.D.D. Exemple de fExemple de fExemple de fExemple de financement inancement inancement inancement

Les avantages de l’intégration des produits de financement et des expertises ont pu se

vérifier dans la pratique dans le traitement de plusieurs dossiers d’investissement réalisés.

Nous prenons ci-après, l’exemple d’un cas d’investissement réalisé conjointement par

l’équipe du private equity E&C Capital et l’équipe de « prêt sur réserves » (Reserves Based

Lending) chez BNP Paribas l’an passé.

EEEETUDETUDETUDETUDE DDDDEEEE CCCCASASASAS

Contexte et présentation de la sociétéContexte et présentation de la sociétéContexte et présentation de la sociétéContexte et présentation de la société

Créée en 2004, « X3 » est une compagnie indépendante spécialisée dans l’exploration et la

production de pétrole et gaz au Nigeria. En Septembre 2006, l’équipe de « prêts sur

réserves » du Département Energie & Matières Premières de BNP Paribas est contactée par

« X » à la recherche de financements pour le développement et l’exploration de ses champs

3 Pour des raisons de confidentialité, nous ne dévoilons pas le nom de la société


47


offshore au Nigeria, Gabon et Congo. Introduite en 2005 à la Bourse de Londres sur l'AIM

à 31.3 millions GBP, elle est, en particulier, en phase de développement d'un champ

pétrolier offshore au Nigeria avec comme objectif une production de l’ordre de 15 000 à 20

000 barils par jours d'ici la fin de l'année 2008. Comme beaucoup de producteurs

indépendants, son objectif dans un premier temps est le suivant : reprendre des réservoirs

pétroliers délaissés par les majors afin de les réactiver. La capitalisation de la société en

2006 (au moment du closing) est de 220 millions USD. La valeur estimée des dépenses

d’investissement (Capex) liées à l’activité d’exploration et d’exploitation est de 200

millions de dollars.

La capitalisation des connaissances par l’équipe « prêts sur réservesLa capitalisation des connaissances par l’équipe « prêts sur réservesLa capitalisation des connaissances par l’équipe « prêts sur réservesLa capitalisation des connaissances par l’équipe « prêts sur réserves »»»»

De septembre 2006 à mars 2007, l’équipe de « prêts sur réserves » travaille sur le dossier,

négocie et propose un financement au client. L’équipe émet une offre de financement à la

société « X » qui est retenue. A l’issue de ces 6 mois, le comité de crédit interne à BNP

Paribas approuve un financement de 200 millions USD (sous forme de dette senior:

tranche A et tranche B).

A l’issue de 6 mois de travail sur le dossier, l’équipe de prêts sur réserves dispose des

éléments suivants:

- un mémorandum de crédit réalisé reprenant la structure du financement proposé;

- un modèle financier rassemblant toutes les données financières et donnant les cash-flows

et les scénarios possibles;

- une connaissance précise des actifs grâce aux ingénieurs-réservoir qui avaient établi des

projections;

- les documents à étudier en priorité.

La phase d’inLa phase d’inLa phase d’inLa phase d’investissement en capital (vestissement en capital (vestissement en capital (vestissement en capital (private equityprivate equityprivate equityprivate equity))))

En mars 2007, l’équipe d’investissement en capital E&C Capital (basée à New York) est

informée du financement effectué par l’équipe de « prêts sur réserves » (RBL) avec, au

préalable, l’autorisation du client. La compagnie manifeste son intérêt pour un


48


financement en capital de 5 millions de dollars supplémentaires. Le responsable d’E&C

Capital propose alors à l’équipe RBL de se joindre à l’opération de financement.

Pendant une brève semaine, l’ensemble de l’équipe new-yorkaise planche sur le dossier

jour et nuit afin d’arriver à une évaluation acceptable du point de vue de l’investisseur en

capital. La décision d’investir dans ce dossier s’est donc faîte très rapidement. La durée très

réduite dans le traitement de l’affaire est l’un des risques importants du dossier. La phase

de due diligence avait été réalisée de façon très détaillée par l’équipe de prêts sur réserves

pendant six mois. L’équipe du private equity a pu ainsi bénéficier très rapidement de

l’expertise des ingénieurs-réservoir de l’équipe de prêts sur réserves qui avaient une très

bonne connaissance des actifs. Le modèle financier avait déjà été préparé, ce qui a permis à

l’équipe du private equity de gagner un temps précieux dans l’analyse. Les ingénieurs

réservoir nous ont notamment renseigné sur le niveau des réserves 2P qu’ils estimaient et

le « risk factor » à prendre en compte dans l’évaluation des réserves. Plus généralement, il

a fallu reprendre les éléments du modèle préparé par l’équipe lending pour en faire un

modèle « equity », c’est-à-dire calculer la rentabilité du projet pour un investisseur en

capital. L’idée était de valider les hypothèses prises en compte par l’équipe lending et de

s’assurer que le TRI dépassait les 25%.

Les grands critères retenus dans la décision d’investir étaient :

- lllla qualité du managementa qualité du managementa qualité du managementa qualité du management :::: c’est l’une des grandes forces du dossier. Le dirigeant de la

société était un ancien secrétaire général de l’OPEP. On ne peut comprendre le potentiel

de cette société qu'une fois son objectif replacé au sein d'une stratégie globale orientée

vers la volonté de valoriser des ressources énergétiques via des acteurs locaux. L’équipe

dirigeante de la société avait une double compétence : une capacité à acquérir et

développer des actifs de qualité très rapidement, d’une part et une capacité à négocier avec

les autorités locales grâce à un précieux réseau de connaissances tissé au fil du temps,

d’autre part ;


49


- lllla forte capacité d’ « origination »a forte capacité d’ « origination »a forte capacité d’ « origination »a forte capacité d’ « origination » de l’équipe dirigeante qui a réuni en un délai très

court un portefeuille d’actifs très important sur la côte Ouest Africaine (Nigeria, Congo et

en Angola) ;

- llll’expertise prouvée ’expertise prouvée ’expertise prouvée ’expertise prouvée en tant qu’opérateuren tant qu’opérateuren tant qu’opérateuren tant qu’opérateur :::: la société possède l’une des meilleures équipes

d’opérateurs parmi les petits producteurs indépendants de pétrole et de gaz de l’Ouest

africain aujourd’hui et l’un des meilleurs foreurs connus des équipes du Département

Energie & Matières Premières de BNP Paribas ;

- lllla qualité des actifs :a qualité des actifs :a qualité des actifs :a qualité des actifs : le niveau des réserves est acceptable et le niveau de production

prévu d’ici 2008 (15-20 000 bbls/j) est dans les normes requises pour la Banque ;

- lllla maturité du projet :a maturité du projet :a maturité du projet :a maturité du projet : le début de la production et le début des revenus est proche

(prévus à moins d’un an) sur le champ principal au Nigeria ;

- lllle prix d’entre prix d’entre prix d’entre prix d’entrée :ée :ée :ée : le prix d’entrée proposé en dollars par action ne surestime pas la

valorisation estimée des actifs selon BNP Paribas ;

- lllla qualité des actionnaires :a qualité des actionnaires :a qualité des actionnaires :a qualité des actionnaires : d’autres institutions financières reconnues sur le marché ont

investi dans la société ;

- lllla pa pa pa possibiossibiossibiossibilité de lité de lité de lité de crosscrosscrosscross----sellingsellingsellingselling :::: d’un point de vue stratégique, il s’agit pour BNP Paribas de

proposer une solution de financement complète et de vendre différents services de la

Banque au client.

Le bilanLe bilanLe bilanLe bilan

La capitalisation boursière a doublé en l’espace de 6 mois. L’investissement est, à la fin

2007, une réussite. Le cas « X » est un cas extrême de coopération inter-équipe au sein du

Département Energie & Matières Premières dans la mesure où l’équipe d’investissement

en capital a eu très peu de temps pour prendre la décision d’investir. Il n’en demeure pas

moins que les fondamentaux de cette coopération, fondée sur la capitalisation puis le

transfert des connaissances, se sont clairement se vérifiés.


50


Les enseignements du Les enseignements du Les enseignements du Les enseignements du cas cas cas cas

On peut constater, à travers ce cas réel les avantages de l’intégration des lignes de métiers

lending et equity. La figure ci-dessous illustre la coopération entre les équipes lending et

les equipes de private equity.

Temps

Capitalisation

des

connaissances

sur un dossier

Niveau de connaissances

6 mois 1 semaine

Equipe

« lending»Transfert des

connaissances

Rapidité

d’exécution et

de traitement

du dossier

Equipe

Co-investissement en capital

Figure 17 – Un cas d’intégration des lignes de métiers lending et private equity

Le temps est une variable fondamentale dans l’analyse et le traitement d’un dossier

d’investissement. La réactivité est une condition nécessaire pour saisir les opportunités au

bon moment dans l’industrie financière. En effet, les sociétés qui disposent d’actifs

pétroliers de qualité et d’une équipe dirigeante expérimentée trouveront a priori aisément

des financements sur les marchés. D’où la nécessité pour les institutions bancaires de

proposer des solutions de financements en un temps réduit pour être compétitives.

Le manque de tempsde tempsde tempsde temps et le manque de connaissances connaissances connaissances connaissances sur les dossiers sont les deux

contraintes majeures auxquelles sont confrontés les financiers. Le cas précédent illustre

bien la nécessité d’un arbitrage permanent entre le temps de réponse et le niveau de

connaissance sur un dossier. Le manque de connaissances peut être un corollaire du

manque de temps car ce dernier conduit généralement à réduire l’apprentissage et

l’approfondissement dans l’étude d’un dossier.


51


Plus généralement, on peut rapprocher ces problématiques du time to market de celles

rencontrées dans le domaine industriel. La problématique du lead time dans l’industrie a

entraîné le développement de l’ingénierie concourantel’ingénierie concourantel’ingénierie concourantel’ingénierie concourante et le développement de plateplateplateplate----

formesformesformesformes pour avoir des produits diversifiés à moindre coût.

L’ingénierie concourante met l’accent sur la nature combinatoire des projets4. Il s’agit

d’intégrer différents composants et de mobiliser différentes logiques sur une visée globale

commune. Plus précisément, l’ingénierie concourante consiste à concevoir de façon

systématique, intégrée et simultanée les produits et les processus qui leur sont rattachés.

Cette méthode conduit les développeurs à considérer tous les éléments du cycle de vie du

projet, de la conception à la mise à disposition des usagers, y compris la qualité, les coûts,

la programmation et la satisfaction des besoins et requêtes des usagers. Ce modèle s’est

développé de manière considérable depuis la Seconde Guerre mondiale. Il a servi de cadre

à des conceptions spectaculaires comme les grands travaux d’aménagement (type barrage

d’Assouan, tunnel sous la Manche, etc.), les grands programmes militaires et spatiaux

américains, les constructions d’unités industrielles. Il s’est largement institutionnalisé dans

les procédures publiques (le bâtiment et le secteur militaire par exemple).

Par analogie, on peut transposer le modèle de l’ingénierie concourante aux modèles du

financement des projets pétroliers et gaziers. Dans notre cas, il s’agit de proposer des

solutions de financements adaptées aux besoins du client en intégrant diverses lignes de

métiers (equity et lending) et diverses expertises (ingénieurs-réservoir, économistes,

fiscalistes, juristes, etc.). L’idée est, ici, d’accélérer l’intégration entre les diverses lignes de

produits. Quel dispositif instrumental et organisationnel pourraitQuel dispositif instrumental et organisationnel pourraitQuel dispositif instrumental et organisationnel pourraitQuel dispositif instrumental et organisationnel pourrait----on envisager pour on envisager pour on envisager pour on envisager pour

permettre permettre permettre permettre une meilleureune meilleureune meilleureune meilleure mutualisation et capitalisation des connaissances?mutualisation et capitalisation des connaissances?mutualisation et capitalisation des connaissances?mutualisation et capitalisation des connaissances?

Dans le traitement d’un dossier d’investissement, la réalisation de modèles financiers

détaillés prend du temps (cf section 2). Il est donc apparu pertinent de préparer en amont

l’intégration des métiers en construisant un outil d’évaluation standard afin de gagner en

4 L'ingénierie concourante dans le bâtiment, Editions du Plan Construction et Architecture, 1996 (C. Midler et S. Jouini).


52


vitesse et en efficacité. L’intérêt est de faire en sorte que les situations « opportunistes »

(pour l’investisseur en capital) se présentent beaucoup plus souvent en gagnant du temps

et en intégrant tous les acteurs en amont du processus d’investissement. Un outil

d’évaluation de type « plate-forme » pourrait convenir. Notons, de plus, qu’un outil

« plate-forme » intégrant divers produits de financement présente un avantage non

négligeable : sa mise en place a un coût quasi-nul contrairement au cas de l’industrie

manufacturière.

Avant de proposer un outil d’évaluation innovant, il convient d’étudier plus précisément

le traitement d’une affaire du point de vue de l’investisseur en capital et du prêteur en

dette (Reserves Based Lending) afin d’identifier les situations de financement donnant lieu

à l’intégration de ces deux lignes de produits.


53

53535353 LE DEVELOPPEMENT D’UN MODELE FINANCIER INTEGRE

Projet BNP Paribas

SECTION 2 LLLLES ES ES ES EEEETAPES DE TAPES DE TAPES DE TAPES DE LLLLAAAA VVVVIE IE IE IE D’D’D’D’UN UN UN UN DDDDOSSIER OSSIER OSSIER OSSIER D’D’D’D’INVESTISSEMENTINVESTISSEMENTINVESTISSEMENTINVESTISSEMENT


54


LLLLEEEESSSS EEEETAPESTAPESTAPESTAPES DDDDE E E E LLLLAAAA VVVVIIIIE E E E DDDD’UN ’UN ’UN ’UN DDDDOSSIER OSSIER OSSIER OSSIER DDDD’INVESTISSEMENT’INVESTISSEMENT’INVESTISSEMENT’INVESTISSEMENT

I.I.I.I. Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe de Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe de Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe de Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe de Private EquityPrivate EquityPrivate EquityPrivate Equity

II.II.II.II. Le traitement d’un dosLe traitement d’un dosLe traitement d’un dosLe traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe sier d’investissement par l’équipe sier d’investissement par l’équipe sier d’investissement par l’équipe Reserves Based LendingReserves Based LendingReserves Based LendingReserves Based Lending


55


Il s’agit dans cette section de définir plus en détails les situations de financement afin de

mieux comprendre les cas de compatibilité des modèles equity et lending.

Au départ, on pourrait envisager la sélection d’une opportunité d’investissement comme

un ensemble de critères préliminaires à réunir quelque soit le type de financement

recherché par les compagnies pétrolières. Par exemple, une compagnie pétrolière ne

possédant aucun actif, dirigée par une équipe non experte et non reconnue ne sera pas a

priori retenue dans le processus de sélection. Ce qui différencie l’analyse entre le prêteur

en dette et l’investisseur en capital, c’est le degré de risque encouru par les investisseurs.

Dans le premier cas, un financement de type Reserves Based Lending s’appuie sur un

collatéral servant de garantie : le montant des réserves prouvées. Dans le second cas, il n’y

a pas de garantie, puisqu’un investissement en equity consiste à prendre part dans le

capital de la société et à supporter l’ensemble des risques associés. Dans tous les cas, il

s’agit d’un processus très sélectiftrès sélectiftrès sélectiftrès sélectif au terme duquel une minorité d’opportunités seront

sélectionnées. A titre d’exemple, l’équipe de private equity du Département Energie &

Matières Premières de BNP Paribas investit environ dans 3%3%3%3% des dossiers qu’elle reçoit.

Plusieurs conditions doivent être remplies avant d’aller plus loin dans l’analyse d’une

opportunité d’investissement que l’on soit investisseur en capital ou que l’on soit financeur

en dettes. Il convient, ici, de décrire le processus d’investissement du point de vue de

l’investisseur en capital et du prêteur en dettes (lending) en prenant comme référence

l’exemple de BNP Paribas. Nous expliciterons, en particulier, les critères de sélection des

investisseurs en capital et des financeurs en dette.


56


I.I.I.I. Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe du Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe du Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe du Le traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe du Private Private Private Private

EquityEquityEquityEquity

L’une des particularités l’activité Private Equity chez BNP Paribas est de pouvoir

bénéficier de l’expertise du Département Energie & Matières Premières dans toutes les

lignes de métiers de l’Energie. En particulier, certaines équipes d’ingénieurs ou les

départements spécialisés dans un secteur peuvent nous être d’une aide très précieuse dans

l’étude d’un d’investissement. Cela permet de réaliser des économies substantielles par

comparaison à un fonds d’investissement traditionnel qui doit faire appel à des services

extérieurs (cabinets de conseil, d’audit, banques d’affaires, etc.) avant de finaliser un

investissement.

Par ailleurs, dans beaucoup de cas, les opportunités d’investissement nous sont

directement adressées en interne via les équipes « financements ».

Généralement, deux cas peuvent se présenter :

- l’opportunité ne correspond pas aux critères d’investissement des équipes

« financements » qui nous transmettent le dossier et nous demandent si nous avons

un intérêt à participer ;

- ces équipes proposent un financement sous forme de dettes et nous proposent de

participer ‘’en capital’’ (equity) afin proposer une offre attractive à leurs clients.

Nous présentons, ci-après, de façon schématique les grandes étapes qui ponctuent la vie

d’un dossier d’investissement. Bien évidemment, ces étapes ne sont pas toutes formalisées

comme telles au sein de la Banque ; mais cela permettra de donner un éclairage au lecteur

sur le processus d’investissement et le traitement des opportunités d’un point de vue

financier.

Le processus d’investissement comprend plusieurs étapes avec des horizons de temps

variables, comme indiqué sur la figure ci-dessous :


57


Screening

Pré évaluation

Full due diligence

Comité d’Investissement

Closing

Investment management

Sortie

Comité d’investissement

Critères d’investissement:maturité du projet, niveau des réserves prouvées, expertise reconnue de l’équipe dirigeante, visibilité sur les cash-

flows futurs

Premières analyses : ébauche de mémorandum d’investissement, évaluationdes risques, analyse éventuelle du rapport des réserves produit par des sociétés

d’ingénierie indépendantes

Etude très détaillée de l’offre: rédaction de mémorandumsd’investissement, modèlisation financière (estimation de la rentabilité),

rencontre avec l’équipe dirigeante de l’entreprise

Approbation de l’investissement lors du comitéd’investissement

L’investissement devient effectif: appels de fonds effectués

Suivi de l’investissement, valorisation régulière de l’investissement et prévisions de sorties

Au bout de 3/5 ans: introduction en Bourse, revente à un autre fonds, revente à un industriel (pétrolier)…

Analyse de la performance et rémunération des investisseurs

Interne :

BNPP (ECEP)

Externe : Entreprise,

Intermediaires

1 jour à 3 semaines

1 semaine à 1 mois

1 semaine à 2 mois

3 à 5 ans

1 à 2 semaines

1 semaine à 1 mois

Tous les trimestres

Figure Figure Figure Figure 18181818 –––– Les phases de la vie d’un dossier d’investissement en capitalLes phases de la vie d’un dossier d’investissement en capitalLes phases de la vie d’un dossier d’investissement en capitalLes phases de la vie d’un dossier d’investissement en capital

La phase de screeningLa phase de screeningLa phase de screeningLa phase de screening

L’investisseur doit d’abord sélectionner un projet d’investissement parmi diverses

opportunités. Celles-ci lui viennent d’un réseau de contacts et d’intermédiaires que le

temps et l’expérience lui ont permis de construire. Il faut souligner ici l’importance du

facteur humain tant au stade de présélection que pendant la phase de contrôle de la société.

Lors de cet examen préliminaire se nouent au gré des rencontres de travail des relations de

confiance et d’estime réciproque entre les investisseurs et les équipes de management de

l’entreprise cible ou les intermédiaires mandatés dans la vente de la société.

L’originalité pour l’équipe E&C Capital, c’est de bénéficier des nombreuses opportunités

d’investissement qui sont transmises en interne via les diverses équipes de financement

implantées dans les divers bureaux de représentations du Département Energie & Matières

Premières.

A l’issue de cette première phase, il s’agit de se faire une estimation rapide des dossiers

d’investissement selon de grands critères : la maturité du projet (la société est-elle en

phase d’exploration ? de développement ? de production ? quel est le niveau des réserves ?),


58


la récurrence des cash-flows, la qualité de l’équipe dirigeante, la structure de l’actionnariat,

la protection des investisseurs minoritaires, la fiscalité, etc. Le tableau suivant donne un

exemple d’une grille de sélection en fonction de plusieurs opportunités reçues :

Figure 19 - Une grille de sélection possible des opportunités d'investissement en fonction de quelques

grands critères

La phase de La phase de La phase de La phase de prépréprépré----évaluationévaluationévaluationévaluation

La phase de pré-évaluation correspond à une étude plus approfondie du dossier. Cela peut

consister notamment à étudier les données techniques des champs pétroliers. Si des

rapports de réservesrapports de réservesrapports de réservesrapports de réserves réalisés par des sociétés d’ingénieries indépendantes sont disponibles,

ils sont analysés par les ingénieurs réservoir en interne. Les images suivantes regroupent

les données techniques (géologie du sous-sol, porosité de la roche, sismique, etc.) qui sont

revues par les ingénieurs afin d’émettre un avis sur la qualité de l’actif. Cette phase donne

souvent lieu à des réunions entre financiers et ingénieurs afin d’avoir une

recommandation technique sur le dossier.


59


Figure 20 - Données géologiques étudiées par les ingénieurs pétroliers servant à évaluer les profils de

production et la qualité de l'actif

La phase de La phase de La phase de La phase de fullfullfullfull----due diligencedue diligencedue diligencedue diligence

La due-diligence d’acquisition est réalisée pour évaluer et valider les forces et les faiblesses

d'une entreprise ciblée, et de permettre la rédaction de clauses de garantie de passif. Il

s’agit d’un audit comptable, financier, environnemental qui assure la transparence de

l’opération en précisant de façon pertinente les risques inhérents à la structure à acquérir.

Dans un contexte nécessitant de plus en plus de réactivité de la part des acheteurs, les due

diligences sont assurées par des experts en évaluation comptable, financière et

environnementale. Ces experts travaillent en étroite collaboration avec des spécialistes en

audit juridique, social, fiscal, etc. La due diligence d’acquisition est une étape essentielle

pour éviter toute asymétrie d’information entre vendeurs et acheteurs.

Plus généralement, la phase de due diligence permet une mise à disposition de toutes les

informations confidentielle de la société aux investisseurs et aux institutions de

financements.


60


En interne, l’étape de due diligence se traduit par la réalisation d’un modèle financier et

par la rédaction d’un mémorandum d’investissement qui reprend tout le contexte de

l’investissement (description de la société, analyse financière, valorisation, structure

juridique et fiscale, présentation du management) et les raisons qui amènent l’équipe du

private equity à soumettre à le dossier en comité d’investissement.

Une étape clef de la phase de Due Diligence : la modélisation financière

Le travail de modélisation financière est une étape cruciale dans tout processus

d’investissement car il permet de valoriser les actifs de la société en partant des hypothèses

spécifiques de la Banque et de se faire une idée de la rentabilité de l’investissement. La

phase de modélisation financière concerne en moyenne 5%5%5%5% des opportunités

d’investissement pour l’équipe du Private Equity.

C’est un travail souvent long et difficile. La difficulté centrale dans tout travail de

modélisation se situe dans la définition des hypothèses. Par exemple, certaines hypothèses

portant sur le niveau de production futur doivent être définies pour alimenter le modèle et

calculer les cash-flows prévisionnels. Ces données figurent dans les rapports des réserves

réalisés par des sociétés d’ingénierie indépendantes.

Nous insistons sur la dimension déterminante du travail de modélisation financièredimension déterminante du travail de modélisation financièredimension déterminante du travail de modélisation financièredimension déterminante du travail de modélisation financière dans

tout processus de décision d’investissement. C’est sur ce point qu’il nous a paru intéressant

d’orienter notre travail de recherche. Nous verrons dans les parties suivantes l’intérêt de

travailler sur la construction d’un outil de modélisation financière.

Figure 21 - Processus de modélisation financière sous Excel


61


Le comité d’investissementLe comité d’investissementLe comité d’investissementLe comité d’investissement

Toute décision d’investissement dans une société doit nécessairement être validée par un

comité d’investissement régional voire mondial selon les montants investis.

Dans le cas de l’équipe de co-investissement en capital, les opportunités d’investissement

sélectionnées sont visées par un comité d’investissement « Amérique du Nord», puis la

Direction du Département Energie & Matières Premières et éventuellement par le numéro

un de la Banque d’Investissement et de Financement de BNP Paribas.

Le Le Le Le closingclosingclosingclosing

La phase de closing marque la prise de participation effective par l’investisseur dans la

société cible. Les personnes du middle-office procèdent aux appels de fonds et se chargent

de remplir toutes les formalités administratives et juridiques afin de clôturer

l’investissement.

Le suivi de l’investissement Le suivi de l’investissement Le suivi de l’investissement Le suivi de l’investissement

De façon périodique, la société doit rendre des comptes aux actionnaires sur l’état

d’avancement de ses projets d’exploration-production ainsi que ses résultats financiers.

Cela permet d’une part à l’investisseur d’évaluer régulièrement les performances de la

société et d’avoir une visibilité sur l’horizon de sortie une fois l’investissement jugé

suffisamment mûr.

La sortieLa sortieLa sortieLa sortie

La décision de sortie doit se prendre généralement une fois l’investissement arrivé à

maturité. La cession d’une participation dans une société doit être validée par un comité

d’investissement (ou de « désinvestissement ») afin de rendre compte de la rentabilité de

l’investissement.


62


II.II.II.II. Le traiLe traiLe traiLe traitement d’un dossier d’investissement par l’équipe Reserves Based tement d’un dossier d’investissement par l’équipe Reserves Based tement d’un dossier d’investissement par l’équipe Reserves Based tement d’un dossier d’investissement par l’équipe Reserves Based

LendingLendingLendingLending

Nous avons vu les étapes de la vie d’un dossier traité par l’équipe de private equity. Le

processus de traitement d’un dossier par l’équipe du Reserves Based Lending suit

globalement un schéma analogue comme indiqué sur la figure ci-dessous :

Screening

Pré évaluation

Full due diligence

Comité de Crédit

Closing

Suivi de l’investissement

Sortie

Comité de Crédit

Critères d’investissement:maturité du projet, niveau des réserves prouvées, expertise reconnue de l’équipe dirigeante, visibilité sur les cash-flows futurs

Premières analyses : ébauche de mémorandums d’investissement, évaluationdes risques, analyse éventuelle du rapport des réserves produit par des sociétésd’ingénierie indépendantes

Etude très détaillée de l’offre: rédaction de mémorandum d’investissement, modélisation financière (estimation de la rentabilité), rencontre avec l’équipedirigeante de l’entreprise

Approbation lors du comité de crédit

Le financement devient effectif: appels de fonds effectués

Suivi du remboursement , calcul régulier de la Borrowing Base

Au bout de 5/7 ans: fin de la facilité

Bilan, analyse de la performance

Interne :

BNPP (ECEP)

Externe : Démarcher clients

1 jour à 3 semaines

1 semaine à 1 mois

1 semaine à 2 mois

3 à 5 ans

1 à 2 semaines

1 semaine à 1 mois

Tous les trimestres

Figure 22 - Les étapes de la vie d’un dossier de financement Reserves Based Lending (dettes)

Les comités de crédit sont l’équivalent des comités d’investissement dans le cas d’un

financement de type Reserves Based Lending. La durée de vie de ce type de financement

est généralement de 5 à 7 ans alors que les participations en capital ont généralement une

durée de vie de 3 à 5 ans.

Cependant l’optique n’est pas la même que dans le cas de l’investissement en capital car il

s’agit avant tout d’un métier de banquier consistant à évaluer la capacité d’emprunt et de

s’assurer du remboursement de l’emprunt par les clients durant la phase de suivi de

l’investissement.


63


On a présenté de façon schématique le traitement d’une opportunité d’investissement par

les équipes de private equity et les équipes de Reserves Based Lending en mettant en

lumière les points de réconciliation et les divergences. On a, en particulier, évoqué la

phase critique de modélisation financière. La construction des modèles financiers est très

consommatrice de temps et demande de regrouper de nombreux éléments concernant la

société et la structure de l’investissement. Aussi, il est apparu intéressant de travailler sur

le développement d’un outil de modélisation standard intégré permettant de capitaliser sur

les connaissances des équipes private equity et Reserves Based Lending. Nous insisterons

dans les parties suivantes sur la méthodologie générale de construction d’un tel outil, les

avantages qu’il présente, sa mise en place dans l’organisation ainsi que les problématiques

qu’il pose.


64


Projet BNP Paribas

SECTION 3 LLLLE E E E DDDDEVELOPPEMENT EVELOPPEMENT EVELOPPEMENT EVELOPPEMENT D’D’D’D’UN UN UN UN MMMMODELE ODELE ODELE ODELE FFFFINANCIER INANCIER INANCIER INANCIER

IIIINTEGRENTEGRENTEGRENTEGRE


65


LLLLEEEE DDDDEVELOPPEMENTEVELOPPEMENTEVELOPPEMENTEVELOPPEMENT DDDD’UN’UN’UN’UN MMMMODELEODELEODELEODELE FFFFINANCIERINANCIERINANCIERINANCIER IIIINTEGRENTEGRENTEGRENTEGRE

I.I.I.I. Les concepts fondamentaux de la modélisation financièreLes concepts fondamentaux de la modélisation financièreLes concepts fondamentaux de la modélisation financièreLes concepts fondamentaux de la modélisation financière

A.A.A.A. Qu’Qu’Qu’Qu’estestestest----ce ce ce ce qu’un modèle financierqu’un modèle financierqu’un modèle financierqu’un modèle financier????

B.B.B.B. Les concepts clés intervenant dans la modélisation financière de l’amont Les concepts clés intervenant dans la modélisation financière de l’amont Les concepts clés intervenant dans la modélisation financière de l’amont Les concepts clés intervenant dans la modélisation financière de l’amont

pétrolierpétrolierpétrolierpétrolier

1. Les concepts liés aux revenus

2. Les concepts liés aux Cash Flows

3. La notion de Net Present Value (NPV)

C.C.C.C. La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle lendinglendinglendinglending

1. Principe : mesurer la capacité d’endettement

2. Notion de “Borrowing Base”, FLCR, LLCR, DLCR

D.D.D.D. La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle equityequityequityequity

1. Principe : mesurer le retour sur investissement

2. La valorisation de l’actif du point de vue « equity » : mesurer l’ « upside »

II.II.II.II. Le développement d’Le développement d’Le développement d’Le développement d’un modèle financier intégréun modèle financier intégréun modèle financier intégréun modèle financier intégré : une solution «: une solution «: une solution «: une solution « plateformeplateformeplateformeplateforme »»»»

A.A.A.A. Problématique et objectifs Problématique et objectifs Problématique et objectifs Problématique et objectifs

B.B.B.B. Présentation de la démarchePrésentation de la démarchePrésentation de la démarchePrésentation de la démarche

1. L’identification et reprises des outils spécifiques à l’activité lending.

2. L’élargissement du champ d’hypothèses pour l’investisseur en capital.

3. L’intégration et l’indépendance des données.

C.C.C.C. Description du modèle intégréDescription du modèle intégréDescription du modèle intégréDescription du modèle intégré

1. La feuille d’hypothèses : choix de scénarii

2. La feuille de calcul Equity et de sensibilités

3. La feuille de calcul « Dettes »

4. La feuille des profils de production


66


D.D.D.D. Le modèle finaLe modèle finaLe modèle finaLe modèle financier intégréncier intégréncier intégréncier intégré : une solution «: une solution «: une solution «: une solution « plateformeplateformeplateformeplateforme »»»»

1. Qu’est-ce qu’une plateforme?

2. Le modèle financier intégré répond à la logique d’une plateforme

3. Enrichissement de la plateforme à d’autres produits de financements


67


Les enjeux financiers d’une acquisition sont significatifs et doivent être appréhendés dans

des délais de plus en plus courts. L’acquéreur est confronté à de multiples défis : les enjeux

financiers croissants et notamment dans le secteur pétrolier, les délais de plus en plus

courts et la mise en concurrence de plusieurs acquéreurs potentiels au cours du processus

d’enchères.

La maîtrise de l’ensemble du processus d’acquisition ainsi que la capacité à capitaliser sur

l’expérience passée et à déployer les meilleures pratiques telles que l’intégration des

produits de financements sur un grand nombre d’opérations passe par une certaine

formalisation des procédures.

La construction d’un modèle financier est apparue comme un axe de développement

porteur dans le cadre du processus d’intégration entre les métiers de financement

(Reserves Based Lending) et de capital-investissement (private equity) décrit

précédemment. Un tel outil permettrait au co-investisseur en capital de réagir dans de

meilleurs délais aux opportunités d’investissement qui se présentent, de conserver une

cohérence dans ses évaluations et d’interagir plus efficacement avec les équipes lending

dans le cadre d’une offre conjointe.

L’idée n’est pas d’industrialiser le métier, mais de proposer un outil standard qui soit utile,

en priorité, à l’investisseur en capital mais aussi aux autres lignes de financement. On a vu

dans la section précédente les modalités d’intégration des modèles Reserves Based

Lending et private equity dans le cas de l’exploration et la production du pétrole et du

gaz. Il faut maintenant pouvoir construire un modèle intégrant différents produits de

financement au modèle financier selon une approche « plate-forme ».

L’intérêt de développer un tel modèle financier est triple:

- Gagner en rapidité d’exécution et en prise de décision dans des périodes

d’investissement très courtes ;

- Gagner en cohérence dans nos évaluations (même profil de risque, hypothèses

similaires) en partant d’hypothèses standard ;


68


- Permettre de créer des opportunités d’investissement plus souvent avec l’équipe

Reserves Based Lending en facilitant la communication grâce à un outil « plate-

forme » qui sera compris plus facilement par les différents utilisateurs.

Nous présenterons dans un premier temps les concepts fondamentaux intervenant dans

l’élaboration d’un modèle financier d’une société d’exploration et de production pétrolière.

Nous préciserons les spécificités du modèle financier pour le financeur en dettes et

l’investisseur en capital. Dans un second temps, nous présenterons plus précisément le

contenu du modèle en soulignant comment l’intégration peut s’opérer à travers le travail

de modélisation financière et en quoi il s’agit d’une solution « plate-forme » entre les

diverses lignes de financement.


69


I.I.I.I. Les Les Les Les paramètres paramètres paramètres paramètres fondamentaux de la modélisatiofondamentaux de la modélisatiofondamentaux de la modélisatiofondamentaux de la modélisation financièren financièren financièren financière

A.A.A.A. Qu’estQu’estQu’estQu’est----ce qu’un modèle financierce qu’un modèle financierce qu’un modèle financierce qu’un modèle financier ????

Il convient dans un premier de temps de donner une définition d’un modèle financier et

d’évoquer son utilité dans l’industrie financière.

Un modèle financier peut être défini comme étant un outil de prévision des résultats

financiers futurs estimés en fonction de la variation de paramètres. Dans le domaine de la

finance d’entreprise, le modèle peut servir à fournir une valorisation de l’entreprise, sa

capacité de remboursement ou le retour attendu pour l’investisseur en capital. Le modèle

financier comporte généralement des projections de cash-flows, des échéanciers de

remboursement de la dette, un suivi du niveau de stocks, etc. Il peut également calculer

l’effet des décisions futures prises par les dirigeants de la société sur les résultats financiers:

cession ou acquisition d’actifs, levée de fonds, refinancement, etc. Les modèles financiers

sont aussi très utilisés dans le domaine de la finance de marché pour valoriser le prix d’une

option par exemple.

La préparation d’une décision d’investissement passe le plus souvent, dans l’industrie

financière, par des calculs de rentabilité réalisés à travers un travail de modélisation

financière. Le cœur de cette analyse repose sur la définition d’hypothèsesdéfinition d’hypothèsesdéfinition d’hypothèsesdéfinition d’hypothèses sur les grandes

variables qui sous tendent ce modèle : taux d’actualisation, niveau de production

prévisionnel, prix des matières premières, prix d’acquisition, prix de revente, etc.

Plus généralement, l’objectif central de tous les modèles financiers est la valorisation

d’actifs en situation incertaine. Comment estimer la valeur d’un titre financier quand la

trajectoire d’autres valeurs ou d’autres variables économiques dont il dépend est

incertaine? Le modèle doit donc envisager divers scénarios afin de mesurer les impacts

financiers de la variation de certains paramètres. Prenons le cas de l’évaluation financière


70


d’une compagnie d’exploration et de production de pétrole et de gaz. Un scénario possible

à envisager est de mesurer l’impact sur la rentabilité de l’actionnaire d’une diminution

moyenne de 5 dollars du prix du baril de pétrole par rapport au scénario initialement

prévu? Généralement, un modèle financier envisage divers scénarios : pessimiste

(downside case), standard (base case) et optimiste (upside case). La différence entre chacun

des scénarios réside dans la variation d’un ou de plusieurs paramètres clés qui sous-tendent

les résultats de l’entreprise.

La pratique de la modélisation en finance a ainsi profondément modifié le paysage de la

profession financière : dans tous les domaines, les modèles sont apparus comme des outils

de plus en plus indispensables à la pratique quotidienne des activités professionnelles les

plus diverses (gestion de portefeuille, évaluation d’instruments dérivés, contrôle des

risques etc.). En particulier, dans le secteur de l’investment banking (project finance,

structured finance, Mergers & Acquisitions, private equity), la construction des modèles

de cash flows est devenue une étape incontournable dans tout processus d’acquisition ou

de financement. Le cash flow sert à déterminer, entre autres, la valeur d’une entreprise ou

sa capacité d'endettement.

Le schéma suivant donne une représentation de la structure d’un modèle financier

composée d’une partie hypothèses, calculs et résultats ; les feuilles en bleu font référence à

des feuilles Excel:

...

CHAMP 3

CHAMP 2

CHAMP 1

• Income statement

• Balance sheet

• Cash flow statement• Prix du pétrole

•Profil production

• Fiscalité

• TRI

• Rembousementt dette

HYPOTHESES & INPUT FEUILLES DE CALCUL OUTPUT

Figure 23 - La strcuture d'un modèle financier sous Excel


71


B.B.B.B. Les variables clefLes variables clefLes variables clefLes variables clef intervenant dans la modélisation financière de l’amont intervenant dans la modélisation financière de l’amont intervenant dans la modélisation financière de l’amont intervenant dans la modélisation financière de l’amont

pétrolierpétrolierpétrolierpétrolier

Dans cette partie, il convient de définir les grands concepts financiers intervenant dans le

processus de modélisation dans le cas des compagnies d’exploration et de production de

pétrole et de gaz.

1. L’estimation du revenu

A priori, le calcul des revenus futurs estimés paraît simple à calculer dans le cas de l’amont

pétrolier, puisqu’il correspond au produit de la production de pétrole et de gaz par le prix

du baril de pétrole. Dans la pratique, le calcul des revenus nets de la société est une étape

délicate qui repose généralement sur :

- une bonne prévision des profils de production en fonction de la nature des champs, de

leur degré de maturité (exploration, pré-production, développement) ;

- une bonne compréhension des accords de partage de production (Profit Sharing

Contract) entre les différents contractants du champ ;

- une bonne compréhension du système de royalties et de taxes qui s’applique.

a) L’estimation du niveau de productiona) L’estimation du niveau de productiona) L’estimation du niveau de productiona) L’estimation du niveau de production

Au départ, il faut estimer le niveau de production futur de la compagnie. Généralement,

ces informations sont fournies par les rapports de réserves réalisés par des sociétés

d’ingénierie indépendantes. Dans un second temps, les ingénieurs - réservoir chez BNP

Paribas peuvent revoir les chiffres et donnent des profils de production par jour que l’on

peut appliquer.

b) b) b) b) L’estimation du profitL’estimation du profitL’estimation du profitL’estimation du profit

Avant de définir précisément la notion de contrats de partage de production ou Profit

Sharing Contract (PSC), il faut garder à l’esprit qu’un nombre significatif d’acteurs sont


72


impliqués dans le cadre de l’exploration et de la production du pétrole et du gaz :

opérateurs, contractants, sociétés de services parapétrolières et compagnies pétrolières

nationales. Généralement, les compagnies pétrolières ne possèdent pas l’intégralité du

champ mais ont une participation dans le champ que l’on appelle le working interest. Les

compagnies pétrolières détenant un intérêt dans le champ peuvent signer ce que l’on

appelle un JOA (Joint Operating Agreement) qui correspond à un contrat écrit

mentionnant les opérateurs du champ et la répartition des travaux de développement et de

production entre ces différents acteurs.

L’évaluation des revenus nets d’une société passe par une bonne compréhension de

l’environnement contractuel, juridique et fiscal ; en particulier, des clauses de partage de

production, de la répartition des opérations techniques, du poids de la fiscalité dans le pays

concerné. Le schéma ci-dessous présente les différents acteurs intervenant dans les accords

de partage de production.

Calcul des revenus nets de la société considéré

Cy: Company JOA: Joint Operating Agreement JV: Joint Venture NOC: National Oil Company

Figure 24 - L'évaluation des revenus nets d'une société d'E&P passe par une bonne compréhension des

clauses de partage de production

Dans le cadre de ces accords de concession et de partage de la production, il est possible

pour l’opérateur du champ de recouvrir une partie des dépenses opérationnelles (Opex) et

de capital (Capex) dans une certaine limite (le Cost Stop). Le «««« Cost OilCost OilCost OilCost Oil » » » » correspond à la

part de l’huile qui est donnée à l’opérateur du champ et aux contractants afin de


73


rembourser les sommes dépensées en Capex et en Opex. Les Capex ne sont généralement

pas intégralement recouvrables. Très souvent, moins de la moitié des coûts peuvent être

recouverts. Si on atteint la somme maximale de recouvrement, les Opex et Capex non

recouverts seront accumulés pour être recouverts la période d’après, suivant le même

schéma.

Le revenu dégagé une fois les coûts en Opex et en Capex recouverts correspond au «««« Profit Profit Profit Profit

OilOilOilOil »»»» qui sera partagé entre les contractants, leurs partenaires et l’Etat. Le partage est

souvent lié à la production cumulée, le Rate of Return (ratio revenus cumulés/ coûts

cumulés).

Toutes ces données doivent être prises en compte dans le travail de modélisation des

revenus.

Le schéma suivant donne une illustration du principe d’un contrat de partage de

production en prenant comme hypothèse de départ un prix du baril égal à 100 dollars :

Figure 25 – Illustration du principe d'un contrat de partage de production

La part de l’opérateur dans le profit oil est sujette à des taxes dépendantes des régimes

fiscaux en vigueur dans le pays considéré. Dans certains cas, des taxes spécifiques


74


s’appliquent sur les hydrocarbures comme le Petroleum Revenue Tax (PRT). Certains pays

imposent une taxe pétrolière liée au Rate Of Return (RoR) qui augmente à mesure que des

paliers élevés de RoR sont atteints. Comme on le voit sur le schéma précédent, les régimes

fiscaux sont généralement très lourds dans les grands pays producteurs. Les taxes et les

royalties représentent une part très significative des revenus bruts dégagés par les

compagnies pétrolières. Les taxes sont généralement difficiles à modéliser car elles sont

nombreuses et dépendent des niveaux de production. Elles sont variables selon le pays, le

champ, le temps et sont sujettes à modification en raison de l’instabilité politique et fiscale

des grands pays producteurs de pétrole et de gaz. Cela peut déboucher sur des surtaxes (de

l’ordre de 95%) lorsque la rentabilité est très élévée pour les contractants et peut même

faire diminuer la VAN dans certains cas d’augmentation de la production et des prix !

2. L’estimation du Cash Flow

L'ensemble des flux de trésorerie d'une entreprise peut être rattaché à l'un des trois cycles

suivants : l'exploitation, l'investissement et le financement. Ils sont recensés dans le

tableau de flux de trésorerie. On distingue :

- le flux de trésorerie lié à l’activité opérationnelle (Cash Flow From Operations) ;

- le flux de trésorerie lié à l’activité d’investissement (Cash Flow From Investing) ;

- le flux de trésorerie disponible pour le remboursement de la dette (Free Cash Flow ou

Cash Flow Avalaible For Debt Service) ;

- le flux de trésorerie disponible après remboursement de la dette (Free Cash Flow

Available After Debt Repayment) et disponible pour l’actionnaire.

On a vu dans le paragraphe précédent l’importance des dépenses opérationnelles (Opex) et

des dépenses liées aux investissements (Capex) qui sont prises en compte dans les contrats

de partage de production. Dans le cadre des programmes d’exploration et de

développement des plateformes pétrolières, les activités d’investissement sont

déterminantes et doivent être correctement gérées et évaluées. Les cash-flows finaux, qui

permettent à l’actionnaire de se rémunérer et aux équipes lending de se rembourser, sont


75


directement ponctionnés des dépenses des Capex et des Opex. Il est donc essentiel pour le

financier de bien anticiper les coûts associés à ces projets d’autant plus dans le domaine

risqué de l’exploration pétrolière.

Pour bien évaluer les cash-flows finaux, il faut donc être capable d’estimer correctement

le montant des Capex et des Opex.

Les Opex correspondent aux coûts de production qui incluent, entre autres, les

consommables, les frais liés au personnel, les coûts d’énergie pour faire fonctionner les

infrastructures et la location d’équipements de traitement ou d’extraction. Il rentre dans le

calcul des flux de trésoreries liés à l’activité opérationnelle (Cash Flow From Operations).

Les dépenses d’investissement (Capex) incluent, entre autres, les coûts d’exploration, de

quantification des réserves, de forage, de construction des infrastructures ainsi que leur

mise en service. Ils entrent dans le calcul des flux de trésoreries liés à l’activité

d’investissement (Cash Flow From Investing)

3. La Valeur Actuelle Nette (VAN) ou Net Present Value (NPV)

La « Valeur Actuelle Nette » (ou « Net Present Value ») « représente la valeur des flux de

trésorerie, actualisés au taux de rentabilité exigé par le marché compte tenu du risque de

cet investissement. Elle représente donc le montant de la création de valeur anticipé sur

l'investissement. D'un point de vue purement financier, un investissement peut être

entrepris dès lors que sa VAN est positive, puisqu'il créera normalement de la valeur »

(Source : Vernimmen)

Ct = Net Cash Flow période t r = taux d’actualisation t = période t


76


La VAN ou NPV, qui correspond à la somme des free cash-flow actualisés permet d’avoir

une estimation de la valeur de l’actif. Une question importante porte sur le taux

d’actualisation à prendre en compte dans le calcul de la VAN. De façon théorique, il s’agit

du WACC (Coût Moyen Pondéré du Capital). De façon pratique, ce taux doit être défini

selon le profil de risque de sociétés comparables. Ce taux doit prendre en compte les

différents risques de la société et de son environnement (risque du marché, risque pays,

risques fiscaux, etc.). Il est généralement différent selon que l’on soit un investisseur en

dette ou en equity. En effet, le niveau de risque encouru n’est pas le même selon que l’on

soit créancier ou actionnaire. Ce taux peut donc être plus élevé dans le cas de l’investisseur

en capital. D’où l’importance de l’expertise de la Banque dans la définition du taux

d’actualisation à prendre en compte.

C.C.C.C. La spécificité d’un modLa spécificité d’un modLa spécificité d’un modLa spécificité d’un modèleèleèleèle financier pour le financier pour le financier pour le financier pour le Reserves BasedReserves BasedReserves BasedReserves Based LLLLendingendingendingending

1. Principe : mesurer la capacité d’endettement

A la différence de l’investisseur en capital et en dette mezzanine - qui se focalisent

davantage sur l’identification de la création de valeur potentielle (l’upside) ; le banquier

(« prêteur ») cherche à identifier les cas de non solvabilité et de downside car ce qui lui

importe c’est la récurrence des « cash flows ». La principale question est donc: quels sont

les Free-Cash Flows ou Cash Flows Available For Debt Service récurrents du business qui

vont permettre à l’entreprise d’amortir la dette sur plusieurs années ? La dette sera calibrée

de telle sorte qu’elle puisse être remboursée sur un cas « dégradé » par rapport au cas de

l’investisseur.

L’analyse menée par les équipes lending repose sur l’évaluation de la capacité d'empruntcapacité d'empruntcapacité d'empruntcapacité d'emprunt

(BB : «(BB : «(BB : «(BB : « Borrowing BaseBorrowing BaseBorrowing BaseBorrowing Base »)»)»)») et des facteurs directement liés au prêt ainsi que la structuration

et sécurisation. En particulier, dans le cadre de l’activité Reserves Based Lending qui

correspond à un financement moyen terme s’étalant entre 3 et 7 ans, le modèle doit servir


77


à mesurer la capacité d’emprunt en fonction du montant des réserves détenues par la

société.

2. Les grands paramètres intervenant dans un modèle financier de type

Reserves Based Lending

Notion de “Borrowing Base”

La capacité d’emprunts (Borrowing Base) est calculée à partir des cash-flows actualisés

générés par l’activité de la compagnie. Deux types de VAN sont calculées :

- La NPVLL (Net Present Value Loan Life) qui correspond à la VAN sur la durée de vie du

prêt ;

- La NPVFL (Net Present Value Field Life) qui prend en compte les Cash Flows sur la

durée de vie du champ.

Les ratios de couverture

Des ratios de couverture sont établis par les équipes de « prêts sur réserves » afin de

mesurer la capacité de remboursement du client et vérifier que les cash-flows générés

seront suffisants à rembourser les prêts. Trois grands ratios sont couramment utilisés : le

« Field Life Cover Ratio » (FLCR), le « Loan Life Cover Ratio » (LLCR) et le « Debt Service

Cover Ratio » (DSCR).

� Le FLCR est le ratio de couverture pour la durée de vie du champ. Il est calculé pour

chaque période de la durée de vie du champ. Il correspond au ratio de la NPVFL de

chaque période sur le montant du principal du prêt non réglé. Si le ratio dépasse un

certain seuil préalablement défini, les Cash-Flows actualisés pendant la vie du champ

seront suffisants pour rembourser les sommes dues (Outstanding) tout en incluant une

marge de liberté.

FLCR = NPVFL/Outstanding


78


� Le LLCR est le ratio de couverture pour la durée du prêt. Il est calculé pour chaque

période de la durée du prêt non réglé. Il correspond au ratio de la NPVLL de chaque

période sur le montant du prêt non réglé. Si le ratio dépasse un seuil préalablement

défini, les Cash-Flows actualisés générés pendant la durée du prêt seront suffisants

pour rembourser les sommes dues (« Outstanding ») tout en incluant une marge de

liberté.

LLCR = NPVLL/Outstanding

� Le DSCR est le ratio de couverture du service de la dette. Il est calculé pour chaque

période. Il correspond aux Cash-Flows net actualisés de chaque période sur la somme

des paiements des intérêts, du remboursement principal et des frais de cette période. Si

le ratio dépasse un seuil préalablement défini, les Cash-Flows de la période sont

suffisants pour rembourser la dette de la période en incluant une marge de liberté.

DSCR = CFADS/Debt Service avec Debt Service = Intérêts + Principal + Frais

Le schéma suivant donne une représentation graphique de la mise en place d’un

financement de type Reserves Based Lending et de son remboursement en fonction des

paramètres définis ci-dessus :


79


Loan Life NPV

LLCR

Project Life NPV

FLCR

Production

Available funds

Time

Capex

RemboursementDisponibilité

Reserve tail

La structure et les paramètres d’un financement RBL

Figure 26 - Les paramètres d'un financement Reserves Based Lending

D.D.D.D. La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle La spécificité d’un modèle equiequiequiequitytytyty

1. Principe : mesurer le retour sur investissement

Pour l’investisseur en fonds propres, il s’agit avant tout d’analyser les risques de

l’entreprise mais surtout de se convaincre de l’existence de création de valeur potentielle

(upside) synonyme de plus-values et de TRI élevés. Généralement, les fonds de private

equity visent un TRI d’au moins 25%.

2. La valorisation de l’actif du point de vue « equity » : mesurer l’ « upside »

La difficulté pour l’investisseur en capital, c’est de mesurer l’upside décrit ci-dessus, c’est-

à-dire concrètement dans l’industrie pétrolière, la création de valeur potentielle qui

permettrait la transformation des ressources en réserves à l’issue de la période

d’exploration.

Pour financer cet « upside », les produits de dettes seniors ne suffisent pas. C’est

généralement via un financement en « equity » que la partie la plus risquée va pouvoir être

financée (elle correspond au financement des réserves plus risquées et des ressources)

comme illustré sur la figure ci-dessous.


80


« UPSIDE »

Création de feuilles

spécifiques

portant sur la

valorisation des

actifs en exploration

Figure 27 - L'investissement en capital porte sur tous les types de réserves et de ressources

Dans la valorisation des actifs pétroliers, on introduit généralement la notion de Valeur

Nette de l’Actif (« Net Asset Value » ou encore NAV).

La «La «La «La « Net Asset ValueNet Asset ValueNet Asset ValueNet Asset Value » (NAV)» (NAV)» (NAV)» (NAV) correspond à la Valeur Actuelle Nette des cash-flows

générés par un actif à laquelle on retranche la dette nette relative à cet actif. L’évaluation

de la NAV est la méthode la plus courante pour valoriser les compagnies d’exploration et

de production de pétrole et de gaz. En effet, cette méthode permet non seulement de

prendre en compte la valeur des actifs existants (Actifs en phase de production ou en

phase finale de développement) mais aussi la valeur des projets d’exploration en cours.

Le schéma ci-dessous illustre les grandes composantes incluses dans la méthodologie

d’évaluation des actifs pétroliers.


81


Méthodologie simplifiée de valorisation des actifs d’une société d’E&P de pétrole et de gaz

1P RESERVES

2P RESERVES

3P RESERVES

CONTINGENT RESOURCES

PROSPECTIVE RESOURCES

Taux d’actualisation NPV (Xi% = 10%)

NPV X1%

- NET DEBT

Chance of Success (CoS%)

NPV X2%

NPV X3%

NPV X4%

NPV X5%

Risked NPV 10%

RiskedNPV 10%

RiskedNPV 10%

Risked NPV 10%

Risked NPV 10%

+

+

+

EQUITY VALUE=

+

Figure 28 - Méthodologie de valorisation des actifs d'une compagnie d'E&P de pétrole et de gaz

Le calcul de la NAV s’effectue en prenant comme hypothèse un taux d’actualisation un taux d’actualisation un taux d’actualisation un taux d’actualisation

standard égal à 10%. standard égal à 10%. standard égal à 10%. standard égal à 10%. Les rapports de brokers utilisent tous un taux de 10% qui prend en

compte l’inflation, le risque du marché, le risque pays, etc. Il est plus commode de garder

ce taux standard et d’appliquer un facteur de risque sur la valeur des NPV. La différence

entre l’investisseur en « capital » ou l’investisseur en dette, c’est que la valorisation en

equity doit être plus large et intégrer la valeur des actifs en exploration.

On distingue:

---- la la la la Core Net AssetCore Net AssetCore Net AssetCore Net Asset ValueValueValueValue

---- lllla NAV nona NAV nona NAV nona NAV non----risquée (risquée (risquée (risquée (Unrisked Net Asset ValueUnrisked Net Asset ValueUnrisked Net Asset ValueUnrisked Net Asset Value))))

---- lllla NAV risquée (a NAV risquée (a NAV risquée (a NAV risquée (RiskedRiskedRiskedRisked Net Asset ValueNet Asset ValueNet Asset ValueNet Asset Value) ) ) )

� La Core Net Asset Value Core Net Asset Value Core Net Asset Value Core Net Asset Value («(«(«(« Core NAVCore NAVCore NAVCore NAV »)»)»)») désigne la NAV des actifs en production ou en

phase finale de développement. Elle donne une meilleure visibilité sur les cash-flows

futurs car son calcul est basé sur l’évaluation des réserves prouvées et possibles de la

société.


82


Pour l’investisseur en capital, la Core NAV correspond à un premier palier dans

l’évaluation de la rentabilité dans la mesure où il s’agit des actifs offrant le degré de

certitude le plus élevé. Cela correspond généralement au scénario pessimistescénario pessimistescénario pessimistescénario pessimiste

(«(«(«(« downside casedownside casedownside casedownside case ») ») ») ») dans lequel le programme de développement et d’exploration des

ressources échouerait.

� La NAV non risquée («NAV non risquée («NAV non risquée («NAV non risquée (« Unrisked NAVUnrisked NAVUnrisked NAVUnrisked NAV »)»)»)») correspond à la somme de la Core NAV et de

la valeur estimée de l’upside sans appliquer de facteurs de risque. La valeur non-

risquée de l’upside est la valeur du portefeuille d’actifs en exploration dans le cas où

tous les prospects en exploration se transforment effectivement en actifs en production,

c’est-à-dire avec une chance de succès de 100% dans les phases d’exploration,

d’évaluation (appraisal) et de développement. La NAV non risquée correspond donc à

la valeur maximale que pourrait atteindre le capital (ou la valeur de l’action de

l’entreprise) dans le cadre d’un scénario totalement optimiste. La valeur de l’upside

non risqué, calculée sur la base du rapport de réserves, correspond au cas où 100% des

barils estimés en place seront extraits.

Unrisked NAVUnrisked NAVUnrisked NAVUnrisked NAV = = = = Core NAVCore NAVCore NAVCore NAV + + + + UnriskedUnriskedUnriskedUnrisked UpsideUpsideUpsideUpside

� La NAV risquéeNAV risquéeNAV risquéeNAV risquée (« Risked NAVRisked NAVRisked NAVRisked NAV ») ») ») ») est égale à la somme de la Core NAV et de la valeur

risquée de l’upside. La valeur risquée de l’upside (« risked upside ») est la valeur du

portefeuille en exploration estimée à un moment donnée compte tenu du niveau

d’informations dont on dispose sur les premiers résultats de l’exploration et de la phase

de forage. La méthode la plus courante pour définir ce qu’est l’upside est de calculer

une valeur non-risquée à laquelle on applique un facteur de risque (« risk factor »).

Lorsque les projets de développement sont encore en phase précoce, un risque de

développement peut également être défini. La NAV risquée est généralement

considérée comme la juste valeur de l’equity et par conséquent de ce que devrait être

le cours de l’action.


83


Risked Risked Risked Risked NAV = NAV = NAV = NAV = Core Core Core Core NAV + Risked NAV + Risked NAV + Risked NAV + Risked UpsideUpsideUpsideUpside

A mesure que le programme d’exploration pétrolière progresse, le financier peut revoir les

facteurs de risque appliqués aux différentes NPV. Le fait de diminuer le facteur de risque

appliqué initialement à l’upside risqué pour arriver à la valeur de l’upside non risqué, a

tendance à relever la valorisation de l’equity et donc le cours théorique de l’action. Cela

signifie que des efforts d’appraisal ont été effectués. La phase de développement permet le

passage de l’upside risquée à la Core NAV.

Notion de Notion de Notion de Notion de Net BackNet BackNet BackNet Back

Plutôt que de raisonner globalement au niveau de la production, on peut définir la notion

de Net Back en dollar par baril. Cela permet de raisonner de façon unitaire à partir du prix

d’un baril et de comprendre quels sont tous les coûts et intérêts associés. Le tableau

suivant donne l’exemple du calcul du Net Back.

Option Sharing Option Sharing Option Sharing Option Sharing AgreementAgreementAgreementAgreement

Un autre paramètre doit être pris en compte dans le travail de modélisation financière

pour l’investisseur en capital : ce sont les émissions d’actions ou d’options éventuelles. En

effet, une augmentation de capital a pour effet de diluer la part des actionnaires existants.

Il faut donc faire une estimation des levées futures d’equity dans le business plan.


84


II.II.II.II. Le développement d’un modèle financier intégLe développement d’un modèle financier intégLe développement d’un modèle financier intégLe développement d’un modèle financier intégréréréré

A.A.A.A. Présentation de la démarchePrésentation de la démarchePrésentation de la démarchePrésentation de la démarche

Le modèle a été conçu à l’initiative de l’équipe Private Equity afin de bénéficier des

hypothèses du lending. On l’a vu dans la partie précédente, les modèles lending et equity

partagent beaucoup d’éléments en commun : calculs des profils de production, des revenus,

des free cash flows, des taxes, des dépenses d’investissement, etc. D’où la faisabilité d’une

plateforme commune qui intègre l’ensemble de ces paramètres. L’enjeu dans le travail de

modélisation est d’aboutir à une architecture qui intègre à la fois le tronc commun et les

différentes hypothèses et calculs des autres de lignes de financement (dettes senior et

éventuellement mezzanine) comme indiqué sur le schéma ci-dessous.

Ressource rare:

expertise des ingénieurs

Figure 29 - La conception du modèle selon une logique "plateforme"

Une plate-forme est définie comme un ensemble de sous-systèmes et d’interfaces

(interfaces avec les sous-systèmes mais aussi avec l’environnement extérieur à la

plateforme), qui forme une structure commune à partir de laquelle un flux de produits

dérivés peut être efficacement développé et produit (Meyer et Lehnerd, 1997). L’approche

plateforme propose d’organiser le processus de développement des nouveaux produits

d’une entreprise à partir d’éléments clés, communs aux produits développés. Ces éléments

peuvent être des composants, des sous-systèmes ou des « plate-formes ».


85


Pour répondre au problème de l’intégration des lignes de financement, il faut pourvoir

établir une typologie des paramètres du point de vue de l’investisseur en capital et du

banquier (lending) et déterminer les équations implicites.

1. L’identification et reprises des outils spécifiques à l’activité lending

La première étape consistait à dresser une typologie des paramètres spécifiques de l’activité

lending afin de les intégrer de façon cohérente dans le modèle. Il y a en particulier :

- Les ratios de couverture : le « Field Life Cover Ratio » (FLCR), le « Loan Life Cover

Ratio » (LLCR) et le « Debt Service Cover Ratio » (DSCR)

- Les hypothèses portant sur la Borrowing Base

- Les hypothèses sur la durée de vie du prêt (Tenor)

Les données spécifiques lending permettent d’établir les profils de production (Réserves

2P), de calculer les cash-flows pour le service de la dette. Toutes ces données sont, bien

entendu, très utiles pour l’investisseur en capital qui l’intègre dans ses calculs.

2. L’élargissement du champ d’hypothèses propres à l’investisseur en

capital.

Comparé à l’équipe Reserves Based Lending, il a fallu inclure dans le modèle des

hypothèses et des données permettant une valorisation des actifs pétroliers du point de

vue du capital-investisseur, c’est-à-dire aussi bien une valorisation les champs en

développement et que les champs en exploration. L’évaluation du point de vue de

l’investisseur en equity porte non seulement sur les réserves prouvées (partie étudiée par

les équipes RBL) mais aussi le niveau des ressources (partie non traitée par RBL). L’une des

mes tâches consistait à déterminer des hypothèses de production liées à l’activité

d’exploration qui sont essentielles dans l’évaluation de l'upside.

Pour mener à bien ce projet, il a fallu mener un travail avec les ingénieurs pétroliers afin

d’établir des profils standard de risques aussi bien du point de vue du lending que de

l’ « equity ».

Très souvent, des facteurs risques («««« risk factorrisk factorrisk factorrisk factor », «», «», «», « chance of successchance of successchance of successchance of success »)»)»)») sont appliqués sur

le niveau estimé des réserves et des ressources afin de prendre en compte le risque


86


d’exploration dans l’évaluation financière. C’est en général aux ingénieurs réservoir de

valider ou de modifier ces facteurs qui vont être intégrés aux modèles financiers.

Ainsi, l’une de mes missions était justement de définir des hypothèses standard en

concertation avec les ingénieurs réservoir par type de champ (on shore/off shore,

production, pré-production sans réserves prouvées, pré-production avec réserves prouvées,

ressources).

Deux grandes catégories de risques doivent être distinguées :

- le risque portant sur le le risque portant sur le le risque portant sur le le risque portant sur le niveauniveauniveauniveau des réservesdes réservesdes réservesdes réserves (sub-surface risk factor) : c’est un

facteur de probabilité, le « Chance of Success » (CoS) défini plus haut, qui est

généralement appliqué selon le type de réserves (1P, 2P, 3P) ou de ressources (1C,

2C, 3C). Ces hypothèses sont déterminantes dans le calcul de la NAV puisqu’ils

permettent de donner une valeur « risquée » de l’actif économique (la RENAV) ;

- le risque de développementle risque de développementle risque de développementle risque de développement (surface risk factor) qui correspond aux risques liés à

d’éventuels retards ou problèmes techniques dans le développement ou la

production. Il est évident que les risques de développement ne sont les mêmes sur

une plateforme onshore, shallow offshore (peu profond) ou deep offshore (profond)

– deep water comme indiqué sur la figure suivante (29). Les risques de retard (risk

overrun) sont pris en compte dans l’évaluation en appliquant un facteur plus

important sur le niveau des Capex et des Opex.


87


Niveau de ris que c roissantP ris e en c ompte des risques de développement

adaptés dans les hypothèses du modèle

130

Figure 30 - Evaluation des risques de développement sur diverses plateformes de forages offshore

Le calcul des revenus et des cash-flows prévisionnels repose sur un ensemble d’hypothèses.

L’une des difficultés majeures dans la réalisation d’un modèle financier, c’est de valoriser

les actifs. Or, cette valorisation est fondée sur un ensemble d’hypothèses qu’il faut savoir

quantifier et mesurer.

Par exemple, les « Chance of Success » décrites plus haut que j’ai introduites dans la feuille

d’hypothèses. Le travail porte essentiellement sur les risques pris en compte dans

l’évaluation des ressources contingentes et potentielles. En effet, les ingénieurs des équipes

lending sont plutôt habitués à fournir des profils de risque pour les réserves prouvées et

probables que finance l’équipe de « prêts sur réserves ». Dans le cas d’un financement en

capital, il faut changer le profil de risque.

3. L’intégration et l’indépendance des données

a) Fusion des données

Les diverses lignes de financement s’imbriquent afin de donner la valeur des cash-flows

finaux disponibles pour les actionnaires, c’est-à-dire les investisseurs en capital. Le schéma

suivant illustre l’imbrication des cash-flows permettant d’arriver au calcul des flux de

trésorerie disponibles pour l’actionnaire.


88


FREE CASH FLOW TO DEBT SERVICE

Senior Debt - Tranche AOpening balanceScheduled repaymentOptional repayment

- Ending balance

Senior Debt - Tranche BOpening balanceScheduled repaymentOptional repayment

- Ending balance…

= CASH FLOW AVAILABLE AFTER DEBT SENIOR REPAYMENT

MezzanineOpening balancePIK interestScheduled repayment

- Ending balance

PIK NotesOpening balancePIK interestScheduled repayment

- Ending balance

= CASH FLOW AVAILABLE AFTER MEZZANINE DEBT REPAYMENT

Revolving DebtOpening balanceAmount drawn/(repaid)

- Closing balance

= CASH FLOW AVAILABLE TO EQUITY SHAREHOLDERS

MEZZANINE DEBT SERVICE

DEBT SENIOR SERVICE

REVOLVER DEBT SERVICE

Figure 31 - Exemple de Cash-Flow Statement

b) Création de feuilles spécifiques Equity et Lending

Afin que le modèle soit utilisable pour tous, il a fallu créer des feuilles spécifiques Equity

et Lending afin que chaque équipe puisse utiliser le modèle de façon indépendante et

analyser les résultats qui lui sont spécifiques.

B.B.B.B. Architecture du modèleArchitecture du modèleArchitecture du modèleArchitecture du modèle

Nous proposons une construction du modèle en cinq étapes comme indiqué sur la figure

ci-dessous :


89


Définition des hypothèses et collection des données

Création de tableaux financiers communs

Création des parties spécifiques Equity et Dette

Identification de divers scenarii

Analyse de sensibilités

Figure 32 - La conception du modèle

1. La feuille d’hypothèses et de données

� Les hypothèses

La feuille d’hypothèses regroupe les grands paramètres qui sous-tendent le modèle et qui

permettent d’établir des scénarios.

On trouve généralement:

- les hypothèses portant sur le prix futur du baril de pétrole et du gaz;

- les hypothèses portant sur les profils de production;

- les hypothèses portant sur les Capex et Opex;

- les niveaux de risque à appliquer selon le type de champ (subsurface et surface risk

factor)

Prenons l’exemple de l’hypothèse portant sur le prix de baril de pétrole. Un filtre a été

spécifiquement créé afin de faire varier les prix comme illustré sur le schéma ci-dessous :

Period 2008 2009 2010 2011 2012 2013

1 USD/bbl 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50

BNP Paribas Price Deck USD/bbl 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50

BNP Paribas Downside Case USD/bbl 65,33 41,00 36,75 32,50 32,50 32,50

$40 Flat USD/bbl 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00

$60 Flat USD/bbl 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00

$80 Flat USD/bbl 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00

$100 Flat USD/bbl 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Forward Curve 97,49 97,11 96,54 96,02 95,43 94,84

Disct/Prem USD/bbl 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Disct/Prem USD/bbl 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Oil Price USD/bbl 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50 63,50

Brent

Oil Price

BNP Paribas Price Deck

Remarque : les chiffres ont été modifiés pour des raisons de confidentialité.


90


� Les données

Il faut intégrer un certain nombre de données dans le modèle portant sur les conditions de

partage de la production PSC (Profit Sharing Contract) et les barèmes fiscaux en vigueur

(taxes).

2. La feuille Equity et le calcul des sensibilités Equity

Calcul de la valeur d’Calcul de la valeur d’Calcul de la valeur d’Calcul de la valeur d’EquityEquityEquityEquity

La feuille de calcul Equity doit permettre à l’investisseur en capital de mesurer les Cash -

Flows en utilisant les données des équipes lending telles que le Cash Flow Available For

Debt Service.

Cash Flow AvCash Flow AvCash Flow AvCash Flow Available For Debt Serviceailable For Debt Serviceailable For Debt Serviceailable For Debt Service

NPV = Net Present Value (Valeur d’Entreprise)

- Dette Nette

+ Cash _____________________________ = = = = Equity ValueEquity ValueEquity ValueEquity Value

Analyse des sensibilitésAnalyse des sensibilitésAnalyse des sensibilitésAnalyse des sensibilités

Il est important de mesurer l’impact de certains facteurs sur les résultats finaux. Une façon

classique de se faire de quantifier le risque en finance consiste à réaliser des analyses de

sensibilité sur les différentes hypothèses économiques du modèle. On peut ainsi montrer

les conséquences d’une évolution des prix, des volumes, du dérapage des coûts ou des

dépenses d’investissement complémentaires sur la valeur finale de la VAN ou du TRI.

Cette étude est facilitée par une bonne connaissance du secteur et de ses contraintes. Ce

sont en effet les hypothèses faites par des professionnels de l’amont pétrolier qui

permettront de prendre des hypothèses pertinentes dans l’analyse des tables de sensibilités.

On peut s’apercevoir de l’impact de la variation de certains paramètres sur certains

résultats tels que le taux de rentabilité interne (TRI) ou la valeur actuelle nette (VAN).

Prenons l’exemple de l’influence du prix du baril sur la VAN. On a pu, par exemple,


91


s’apercevoir dans certains cas qu’une augmentation du prix du baril de 10 dollars a peu

d’incidence sur la VAN. Cela peut s’expliquer par les clauses de partage de production qui

peuvent directement être très favorable à l’Etat en cas d’augmentation de la production ou

du niveau de prix du pétrole. Le but du travail étant d’identifier les variables critiques du

business plan, qu’il s’agisse du prix du baril, du poids de la fiscalité ou du montant des

Capex. Le tableau suivant donne l’exemple d’une table de sensibilités :

ReturnsDec-10e Dec-11e Dec-12e

Money Money Money

Prix du baril IRR multiple IRR multiple IRR multiple60$ 17,3% 1,5x 19,0% 1,9x 19,1% 2,3x65$ 22,7% 1,7x 22,4% 2,1x 21,5% 2,5x70$ 27,7% 1,9x 25,6% 2,3x 23,7% 2,7x75$ 32,5% 2,1x 28,5% 2,5x 25,7% 2,9x

Figure 33 - Exemple d'une table des sensibilités

3. La feuille de calcul Dette Senior

Prenons le cas le financement via de la dette senior. La feuille de calcul « Debt » consiste à

calculer les échéanciers de paiements et les coûts de financements qui vont être impactés

au niveau des cash-flows. Le but étant de s’assurer que les remboursements seront

correctement effectués.

4. La feuille des profils de Production

Il s’agit ici d’établir des profils de production et selon le type de réserves. Il faut conserver

la production. C’est une feuille contenant les profils de production par champ en

envisageant divers scenarii.

C.C.C.C. Le modèle financier intégréLe modèle financier intégréLe modèle financier intégréLe modèle financier intégré : une : une : une : une approche approche approche approche «««« plateplateplateplate----formeformeformeforme »»»»

Le lien avec la plate-forme est naturel compte tenu de la volonté d’intégration de toute

une palette de métiers. Certains parlent de « plate-forme » de dettes, de la plateforme du

Département Energie & Matières Premières, pour qualifier l’intégration des lignes de


92


métiers au sein du Département. Il convient ici de donner une caractérisation du concept

de plate-forme d’un point des sciences de gestion.

1. Qu’est-ce qu’une plateforme ?

Nous reprenons ici la définition donnée par Fernez et Triomphe (2004). L’approche

plateforme propose d’organiser le processus de développement des nouveaux produits

d’une entreprise à partir d’éléments clés, communs aux produits développés. Ces éléments

peuvent être des composants, des sous-systèmes ou des « plate-formes ». Une plate-forme

est définie comme un ensemble de sous-systèmes et d’interfaces (interfaces avec les sous-

systèmes mais aussi avec l’environnement extérieur à la plateforme), qui forme une

structure commune à partir de laquelle un flux de produits dérivés peut être efficacement

développé et produit (Meyer et Lehnerd, 1997). La plateforme peut être physique (cas de

l’industrie automobile) mais aussi virtuelle (cas des logiciels). Nous nous centrerons sur le

deuxième cas dans la mesure où il s’agit d’intégrer virtuellement les produits « dettes » et

« equity » au sein d’un même outil de modélisation.

La notion de plateforme revêt plusieurs avantages. C’est tout d’abord un outil de

communicatiocommunicatiocommunicatiocommunicationnnn au sein d’une organisation. L’idée est de pouvoir, en s’appuyant sur des

outils de conception communs, mieux communiquer sur les objectifs à atteindre pour

chaque équipe. La conception d’une plateforme oblige les acteurs d’une organisation à

communiquer très tôt et à se poser les bonnes questions en phase amont des projets, ce qui

permet d’éviter de nombreux écueils à des stades plus avancés de conception liés à une

mauvaise communication inter-équipes.

La notion de plateforme est également une source d’innovationd’innovationd’innovationd’innovation latente. Une plate-forme

est utilisée par plusieurs projets qui, en retour, l’enrichissent. Elle permet de tester les

techniques nouvelles avant de les intégrer aux différents produits. S’affirment ainsi de


93


nouveaux types de projets dont l’objectif est de préparer les développements en concevant

des demi-produits qui exploitent les avancées techniques.

L’enjeu dans la création d’une plateforme, c’est de trouver le plus grand dénominateur

commun pour définir la structure la plus large possible. La conception de la plateforme

nécessite, en effet, un arbitrage pertinent entre les différents utilisateurs afin que chacun

puisse l’utiliser avec le minimum de retraitement. La problématique de fond de

l’architecture de la plateforme se saisit donc dans la médiation entre les éléments qu’il faut

mettre en commun et ceux qu’il faut différencier.

D. Robertson et K.Ulrich (1998) apportent des éclairages sur les caractéristiques d’une

plateforme. Les auteurs proposent une méthodologie de conception d’une plateforme, le

« Platform-Planning Process » qui s’articule autour de 3 éléments :

- Le plan produit (« Product Plan ») :

- le plan de Différenciation (« The Differentiation Plan ») :

- le plan de Normalisation (« The Commonality Plan »)

«««« Product PlanProduct PlanProduct PlanProduct Plan »»»»

C’est la conception du produit. Il s’agit de combiner l’ensemble de la gamme de produits

inclus dans la plateforme et de spécifier les différentes offres par type de produit en

fonction du temps.

«««« Differentiation PlanDifferentiation PlanDifferentiation PlanDifferentiation Plan »»»»

Il s’agit de déterminer les attributs spécifiques de chaque produit. Les auteurs parlent

d’attributs de différenciation (« Differentiation Attributes ») qu’il faut être capable

d’identifier.


94


«««« Commonality PlanCommonality PlanCommonality PlanCommonality Plan »»»»

Il s’agit de définir un socle commun permettant à chaque produit de trouver une identité

commune. Le « Commonality Plan » permet de façon explicite de donner les grandes

étapes liées à la mise en place de chaque produit.

Le schéma ci-dessous donne une représentation des grands points à aborder dans la

définition d’une plateforme. S

egm

ents

Time

PRODUCT PLAN

COMMONALITY PLANDIFFERENTIATION PLAN

Differentiating Attribute

Model 1 Model 2 Model 3

How will we differentiate the models fromone another?

Goal: Perfect Consistency

Chunk Model 1 Model 2 Model 3

Which elements are common and whichare distinct across the models?

What model concepts andvariants will we deliver at whattimes to what target customers?

Figure 34 – Méthodologie de construction d'une plateforme

2. Le modèle financier intégré : répond à la logique d’une plateforme

a) Le tronc commun a) Le tronc commun a) Le tronc commun a) Le tronc commun

- L’étude des profils de production des réserves prouvées et probables concerne à la fois les

équipes lending et les équipes de private equity. C’est le tronc commun car il est inclus

dans le travail des équipes de capital-investissement.

- Le calcul du Free Cash Flow (ou Free Cash Flow Available For Debt Service) intéresse

tout le monde : il permet au banquier de savoir si l’entreprise va pouvoir rembourser ses

dettes et à l’actionnaire de déterminer si l’entreprise pourra verser des dividendes.


95


On retrouve donc un noyau commun dans le diagnostic financier de la compagnie

pétrolière qui sert à la fois aux équipes lending et aux équipes du private equity

b) La structure modulaire. b) La structure modulaire. b) La structure modulaire. b) La structure modulaire.

Le modèle financier intégré a été conçu afin que l’utilisateur puisse faire varier ses

paramètres spécifiques et obtenir des résultats sans modifier la structure globale. Ainsi, il a

fallu introduire une feuille d’hypothèses en introduisant des rubriques spécifiques à

chaque ligne de produit. Par exemple, il a fallu créer une rubrique spécifique Equity,

Senior Debt et Mezzanine et des sections Equity Financing Assumptions, Senior Debt

Financing Assumptions, Mezzanine Financing Assumptions, etc. Chaque équipe doit, en

effet, pouvoir exploiter les données d’une zone spécifique au sein du modèle.

De même, des feuilles de calculs spécifiques à l’investisseur en capital et au financeur en

dettes ont été créées. Il existe donc une structure modulaire et différenciée pour chaque

catégorie de produit.

Afin que la réalisation puisse être utilisable de façon indépendante par les utilisateurs

lending ou equity, il a fallu séparer les feuilles de résultats « dettes » et « equity ».

...

Feuille COMMUNE

Feuille DETTE

Feuille EQUITY

• Income stat.

•Balance sheet

•Cash flow stat.•Prix du pétrole

•Profil de

production…

•Profit

•Retour sur

investissement

HYPOTHESES & INPUT FEUILLES DE CALCUL OUTPUT DETTE

=> Un jeu d’hypothèses

cohérent=> Approche flexible, qui peut

aisément refléter les variations des

paramètres

=> Doit refléter les

changements des

indicateurs de

performance du modèle

•Remboursement du prêt

•Evolution facilité

OUTPUT EQUITY

Figure 35 - L'architecture du modèle: une logique plateforme


96


c) Les apports du “c) Les apports du “c) Les apports du “c) Les apports du “Platform Planning ProcessPlatform Planning ProcessPlatform Planning ProcessPlatform Planning Process””””

Le « platform planning » est une activité inter-fonctionnelle impliquant les fonctions

marketing, design et production. Dans la plupart des cas, le « platform planning » est

menée par les responsables de chaque fonction. Dans les phases de développement plus

importantes de certains projets, chaque représentant doit être épaulé par des employés

expérimentés.

On peut donner, ici, ce que serait la définition du Platform Planning Process dans le cas de

la conception de la plate-forme financière intégrant les différents produits de financement

(equity, dette senior, dette junior).

Le Plan Produit («Le Plan Produit («Le Plan Produit («Le Plan Produit (« Product PlanProduct PlanProduct PlanProduct Plan »)»)»)»)

Le plan produit est l’ensemble des offres financières qui pourraient être proposées aux

clients.

Differentiation PlanDifferentiation PlanDifferentiation PlanDifferentiation Plan

Il est a priori moins évident dans le secteur du financement de donner des attributs aussi

précis que dans l’industrie automobile. Le tableau ci-dessous rappelle les grands attributs

de différenciation par type de produit.

Attributs de différenciation Equity Dettes Senior

Niveau de risque pour la Banque

Partage du reward

Flexibilitépour le client

DIFFERENTIATION PLAN

Dettes Junior

Faible Moyen Élevé


97


Plan de Plan de Plan de Plan de «««« commonalitécommonalitécommonalitécommonalité » » » » («(«(«(« Commonality PlanCommonality PlanCommonality PlanCommonality Plan »)»)»)»)

La première colonne du tableau liste les données financières critiques des produits. Pour

pouvoir gérer la complexité sur un projet, l’équipe doit limiter le nombre d’attributs de

différenciation (AD) entre 10 et 20. La grande différence par rapport au cas de l’industrie,

c’est que la conception de la plateforme ne coûte rien en termes de dépenses. Il n’y a pas

de coûts à chiffrer sur chaque élément.

Éléments EquityDettes

Senior/Junior

Calcul des profils de production pétrole & gaz

Calcul des Capex et Opex

Calcul de la NPV

COMMONALITY PLAN

Commentaires

Réserves + Ressources

Réserves

Réserves + Ressources

Réserves

Calcul de la NPVLL, NPVFL

Calcul de la valeur

d’entreprise

Calcul des taxes

Calcul de la part àreverser à l’Etat

Dans un premier temps, estimation de la production

en provenance des réserves, puis des

ressources.

Dans un premier temps, estimation de la production

en provenance des réserves, puis des

ressources.

Calcul de la part àreverser à l’Etat

Calcul de la dette

Détermination de la valeur d’Equity

Détermination des échéanciers de

paiementsValeur d’Entreprise = Equity

+ Nette Dette

3°) L’enrichissement de la plateforme à d’autres produits de financements

Définition des nouveaux produits

L’idée dans un second temps est d’étendre la conception de la plateforme à d’autres

produits de financement tels que les dettes juniors ou mezzanine.

Afin de financer le niveau de risque croissant de certains projetsAfin de financer le niveau de risque croissant de certains projetsAfin de financer le niveau de risque croissant de certains projetsAfin de financer le niveau de risque croissant de certains projets, une gamme de produits

financiers plus sophistiqués est apparue :

– les fonds propres (« equity »)

– la dette senior : Tranche* A, Tranche* B et Tranche* C

– la mezzanine

– le « high-yield bond »


98


– le crédit vendeur

– le crédit relais (bridge loan)

– le bridge equity

– la titrisation

– les cessions d’actifs (« asset stripping »)

L’intégration des nouveaux produits de financement au sein d’une plateforme

Comme indiqué sur le schéma ci-dessous, il entrevoir la plateforme comme un espace de

connaissances commun au sein duquel chaque produit va pouvoir venir se ramifier de

façon modulaire à l’ensemble de la structure.

Figure 36 - Organisation d'une plate-forme: « commonalité » et « modularité »

Il faut à chaque fois :

- Créer une feuille spécifique « dette ». Dans le cas de la dette mezzanine, il s’agit de

créer une feuille permettant de calculer les échéanciers de paiements des intérêts de

base et des intérêts capitalisés (Payment In Kind) ;

- Identifier les produits et les paramètres spécifiques et les ajouter dans la feuille

d’hypothèses ;

- Créer une feuille de résultat spécifique pour faire une analyse des sensibilités.


99

99999999 LES APPORTS ET LA MISE EN ŒUVRE DU MODELE FINANCIER

Projet BNP Paribas

SECTION 4 LLLLES ES ES ES AAAAPPORTS PPORTS PPORTS PPORTS EEEET T T T LLLLA A A A MMMMISE ISE ISE ISE EEEEN N N N ŒŒŒŒUVRE UVRE UVRE UVRE DDDDU U U U MMMMODELE ODELE ODELE ODELE

FFFFINANCIERINANCIERINANCIERINANCIER


100


LLLLESESESES AAAAPPORTSPPORTSPPORTSPPORTS EEEETTTT LLLLA A A A MMMMISEISEISEISE EEEENNNN ŒŒŒŒUVREUVREUVREUVRE DDDDUUUU MMMMODELEODELEODELEODELE FFFFINANCIERINANCIERINANCIERINANCIER

I.I.I.I. Les avantages comparatifs du modèle intégré et les gains pour l’Les avantages comparatifs du modèle intégré et les gains pour l’Les avantages comparatifs du modèle intégré et les gains pour l’Les avantages comparatifs du modèle intégré et les gains pour l’organisationorganisationorganisationorganisation

A. Les apports d’un bon prototype

B. Les gains pour l’organisation

C. Un outil de gestion du risque

II.II.II.II. La mise en œuvre du modèle financier dans l’organisationLa mise en œuvre du modèle financier dans l’organisationLa mise en œuvre du modèle financier dans l’organisationLa mise en œuvre du modèle financier dans l’organisation

A. Les prémices de la mise en œuvre

B. Les étapes à venir

III.III.III.III. Les limites Les limites Les limites Les limites du modèle financierdu modèle financierdu modèle financierdu modèle financier

A. Les limites techniques

B. Les limites de la stratégie plate-forme

C. Les résistances de l’organisation


101


Dans cette partie, il convient de mesurer les apports du modèle, les gains pour l’utilisateur

en comparant les résultats les objectifs de départ et de comprendre en quoi il est un outil

intéressant de gestion des risques. Nous verrons enfin sa mise en place dans l’organisation

et les résistances que cela pourrait induire.

I.I.I.I. Les avantagesLes avantagesLes avantagesLes avantages comparatifs du modèle intégré et les gains pour comparatifs du modèle intégré et les gains pour comparatifs du modèle intégré et les gains pour comparatifs du modèle intégré et les gains pour

l’utilisateurl’utilisateurl’utilisateurl’utilisateur

Il est apparu intéressant de considérer l’outil comme un prototype qui va permettre

d’apprendre et de faire des tests afin de valider les choix de conception des modèles

financiers à venir.

A.A.A.A. LLLLes apports d’un bon prototypees apports d’un bon prototypees apports d’un bon prototypees apports d’un bon prototype

L’ouvrage Prototypes as Design Tools for Behavorial and Organizational ChangePrototypes as Design Tools for Behavorial and Organizational ChangePrototypes as Design Tools for Behavorial and Organizational ChangePrototypes as Design Tools for Behavorial and Organizational Change, , , , de

Coughlan, Fulton Suri et Canales (2007) donne des éclairages sur les attributs d’un bon

prototype et des outils de conception.

En particulier, la conception même du modèle financier proposé est à la fois :

- Un oUn oUn oUn outiutiutiutil de réflexion et de conceptionl de réflexion et de conceptionl de réflexion et de conceptionl de réflexion et de conception dans la mesure où il doit permettre une forte

interactivité avec l’utilisateur et une construction permanente ;;;;

- Un oUn oUn oUn outil d’apprentissage util d’apprentissage util d’apprentissage util d’apprentissage identification didentification didentification didentification des incohérences et des erreurs plus es incohérences et des erreurs plus es incohérences et des erreurs plus es incohérences et des erreurs plus

rapidementrapidementrapidementrapidement ;;;;

- Un oUn oUn oUn outil permettant d’explorer de nouvelles idées util permettant d’explorer de nouvelles idées util permettant d’explorer de nouvelles idées util permettant d’explorer de nouvelles idées au sens où il est assez large pour

permettre d’adapter l’outil à de nouveaux produits ou à des changements

d’organisations. Nous pourrions par exemple envisager d’enrichir l’outil en ajoutant

d’autres produits de financement telle que la dette mezzanine.


102


B.B.B.B. Les gains pour l’organisationLes gains pour l’organisationLes gains pour l’organisationLes gains pour l’organisation

L’outil financier permet une rapidité d’exécution

Une rapidité d’exécution et de traitement des données plus rapidement et plus

efficacement à deux niveaux:

- Sur le plan individuel, la création d’un outil standard permet de mener une évaluation

plus rapide pour chaque équipe. On peut en effet considérer que le fait d’avoir un modèle

standard servant de trame de départ permet de perdre moins de temps à travailler sur les

éléments récurrents d’un dossier à l’autre et permet de se concentrer sur les points

spécifiques du projet : fiscalité locale, modélisation des risques de production, etc.

On peut notamment considérer qu’il y aurait un gain de temps substantiel pour l’équipe de

private equity à utiliser l’outil sur un dossier qui a déjà été étudié par l’équipe de lending

pendant plusieurs mois. Reprenons le cas du dossier nigérian décrit dans la première partie

du rapport. En termes d’efficacité, il aurait sans doute permis à un analyste Private Equity

d’obtenir des résultats en un temps beaucoup plus réduit.

- Sur le plan collectif, l’outil financier « plate-forme » permettrait une rapidité d’exécution

accrue dans le cas où l’équipe lending et l’équipe private equity devait proposer une offre

conjointe à un client. Dans le cas où les deux équipes seraient invitées à proposer un

financement et autorisées à échanger sur un même dossier, l’approche plate-forme prend

tout son sens.

L’outil financier favorise la création de nouvelles opportunités d’investissement.

La préparation en amont du processus permet d’être plus rapide et d’accepter de

considérer des dossiers que l’on n’aurait pas pu évaluer par manque de temps dans le passé.

Dans l’industrie financière, le temps joue un rôle déterminant si l’on souhaite avoir de

bonnes opportunités. Une bonne préparation en amont permet d’avoir un délai de réponse

beaucoup plus rapide.

Lors de mon expérience chez BNP Paribas, pratiquement toutes les opportunités retenues

par l’équipe du Private Equity ont été traitées en un temps très limité ; certaines ont même


103


été réalisées en une semaine. On peut tenter de donner une explication à ce constat. Les

compagnies pétrolières qui cherchent à lever des fonds et qui présentent un profil de

rentabilité intéressant vont trouver des sources de financement rapidement sur le marché.

Il devient donc dans ce cas moins évident de se faire inviter à co-investir et de répondre

dans un délai très court à une offre compétitive pour laquelle plusieurs institutions

financières sont en concurrence. Dans ce contexte, il devient d’autant plus pertinent de se

préparer en amont à proposer des solutions innovantes aux clients finaux.

C.C.C.C. Un outil de gestion du risquUn outil de gestion du risquUn outil de gestion du risquUn outil de gestion du risqueeee ((((unk unksunk unksunk unksunk unks)

a) De façon générale, la création d’outils d’évaluation standard est une forme de

management des risques avant-projet.

La préparation d’outils d’évaluation standard en amont vient répondre aux contraintes qui

s’imposent au financier dans tout processus de décision.

La première contrainte provient du manque de temps en particulier pour le co-

investisseur qui est invité à étudier une opportunité très tard dans le processus de levée de

fonds. Paradoxalement, la construction d’un modèle financier sophistiqué mesurant

correctement la rentabilité future et les risques associés à un projet prend du temps.

L’objet était ici de lever ce paradoxe et de proposer un outil qui permette un gain de temps

significatif dans l’évaluation des opportunités d’investissement. Cette approche permet

ainsi non seulement un traitement plus efficace des cas d’investissement mais multiplie

également les chances d’apparition de nouvelles opportunités dans le futur. En effet,

certaines opportunités d’investissement doivent parfois être déclinées en raison des délais

trop courts qui sont imposées à l’investisseur.

Une seconde contrainte liée à la nature même du métier de financier est le degré de liberté

post-investissement. La marge de manœuvre est en effet très limitée pour l’investisseur

une fois le capital investi puisqu’il n’est plus le principal acteur du projet et a beaucoup

moins d’emprise sur le déroulement des opérations. Il s’agit davantage d’un suivi de

l’investissement que d’une contribution opérationnelle au projet.


104


La mise au point d’outils standard intégrant les paramètres de diverses lignes de

financement permet un gain de temps dans le processus d’évaluation des investissements

et, par conséquent, un renforcement du niveau de connaissances en amont comme

l’illustre le schéma ci-dessous.

Phase AMONT de préparation au traitement des opportunités d’investissement

� Intégration des lignes de financement� Capitalisation des connaissances inter-métiers� Développement d’outils d’évaluation standard

Niveau de

connaissances

sur le projet

Phase avant-projet Phase projetInvestissement

TEMPS

Degré de

liberté pour

l’investisseur

Figure 37 - La gestion des risques du point de vue du financier

b) La plateforme : une gestion plus globale des risques

Un des travaux important que j’ai dû mener, était la consolidation des hypothèses et

grands indicateurs spécifiques aux deux équipes RBL et Private Equity. La création d’un

outil « plate-forme » est une bonne approche dans la gestion des risques associés au

financement de l’amont pétrolier. L’outil intégré permet de décrire plus largement le

spectre des risques possibles en considérant non seulement les risques associés à l’activité

de lending mais aussi ceux associés à l’activité propre au private equity. Il est évident que

même si le degré de risque n’est pas le même entre les deux métiers, la nature des risques

est la même : risque de développement, de retard, de problème technique sur la

plateforme, etc. Il est donc intéressant de confronter les hypothèses des diverses lignes de

financement afin de se faire une idée précise de l’ensemble des risques associés à un projet

d’exploration et de production de pétrole et de gaz.


105


En tant que « plateforme », le modèle financier intégré est également un outil de

communication qui permet d’intégrer aux différentes équipes d’échanger. Cet outil peut

faciliter la compréhension réciproque des attentes et des différences de chacun. Cet

échange favorise à termes, la discussion critique réciproque sur un cas d’investissement et

permet d’éviter certains écueils.

c) Le modèle financier intégré: une gestion de l’imprévu

Loch, DeMeyer et Pich dans l’ouvrage Managing The Unknown proposent une gestion de

l’inconnu et des facteurs d’incertitude: les unknown unknowns (« unk unks »). On a vu

plus haut les facteurs de risques à appliquer aux profils de production selon la nature des

réserves et le niveau de développement. Tous ces éléments sont de l’ordre du possible

avant le financement d’un projet pétrolier. Ce qui est plus difficile pour le financier, c’est

de pouvoir également intégrer dans son évaluation des événements imprévisibles a priori.

Par exemple, comment modélise-t-on la guerre, les problèmes terroristes sur les

plateformes pétrolières dans certains pays à risque? Ce qui est intéressant dans le cadre du

développement d’un tel outil, c’est que les facteurs de risque sont pris en compte à

différents endroits comme on l’a vu dans cette partie. Chaque facteur de risque est

appliqué par rapport à des critères connus et possibles. Cependant, tous ces facteurs de

risque dépeignent indirectement une réalité que le financier ne peut pas prévoir à l’avance.

Des événements imprévus tels que des attaques terroristes pourraient ralentir les

opérations de production sur une plateforme pétrolière. Le financier peut difficilement

modéliser directement un tel événement dans son évaluation. En revanche, en partant

d’éléments qui ont une réalité technique, économique ou fiscale, on peut appliquer des

probabilités qui ont un sens pour le financier ou l’ingénieur au départ. Pour prendre en

compte des risques de développement, on peut, par exemple, appliquer des risk overrun

dans le calcul des Capex. Les Capex auxquels on affecte un facteur de risque peuvent

prendre en compte divers risques comme des problèmes techniques ou encore des

problèmes géopolitiques. On peut également quantifier d’éventuels attentats sur une

plateforme pétrolière en prenant un taux d’actualisation plus élevé en raison du risque


106


pays. On le voit, c’est le modèle financier dans son ensemble et ses hypothèses combinées

qui permettent de prendre en compte les « unk unks ».

II.II.II.II. La mise en œuvre dans l’organisationLa mise en œuvre dans l’organisationLa mise en œuvre dans l’organisationLa mise en œuvre dans l’organisation

La mise en œuvre dans l’organisation est encore à un stade relativement jeune. Plusieurs

étapes sont prévues :

Étape 1:Étape 1:Étape 1:Étape 1: La première étape consiste en une présentation du modèle financier à l’équipe du

Private Equity basée à New York et à une formation des analystes assurée par le Vice-

président de l’équipe ;

Étape 2: Étape 2: Étape 2: Étape 2: Par la suite, l’utilisation d’un tel outil nécessite la définition de certaines

hypothèses à choisir dans le modèle au cas par cas selon le profil des projets

d’investissement en concertation avec les ingénieurs pétroliers basés à Paris ;

Étape Étape Étape Étape 3: 3: 3: 3: Enfin, nous pouvons envisager une extension du modèle à d’autres produits de

financement en fonction des réorganisations ou de l’introduction de nouvelles lignes de

métiers au sein du département. On peut, par exemple, penser à l’introduction d’une

équipe dédiée aux financements de type « Mezzanine », à mi-chemin entre la dette

classique et l’equity.

� Reserves Based Lending PARIS

14

� Private Equity NEW YORK

Global Head Private Equity

Head of Private Equity - Funds

StagiairesNew York (1)

Paris (1)

Associate

Vice President

Head of Oil & Gas Upstream

Ingénieurs pétrolier(2)

Stagiaires (1)

Analystes (2)

Associates(4)

Directeurs (4)

8

Analyste

Head of Private Equity - Directs

Personnes susceptibles d’utiliser le modèle et/ou de renseigner certaines hypothèses

Figure 38 - La mise en place du modèle dans l'organisation


107


III.III.III.III. Les lLes lLes lLes limites du modèle financierimites du modèle financierimites du modèle financierimites du modèle financier

A.A.A.A. Les limites techniquesLes limites techniquesLes limites techniquesLes limites techniques

Les limites de l’industrialisation financières sont nombreuses. Chaque dossier

d’investissement est unique et présente des singularités qui sont très difficiles à

appréhender a priori. C’est la raison pour laquelle les banques ont besoin d’analystes pour

modéliser le financement ou l’acquisition d’une société.

On peut distinguer deux grandes catégories de limites techniques : les limites de la

modélisation en elle-même et les limites de partage de l’information entre différentes

équipes.

Les limites dLes limites dLes limites dLes limites de la modélisation financière autoe la modélisation financière autoe la modélisation financière autoe la modélisation financière automatisée matisée matisée matisée sont assez naturelles : elles

s’expliquent par le fait qu’un outil ne saurait remplacer une étude détaillée et critique par

des financiers. La diversité des situations rend, en effet, impossible tout formalisme poussé

à l’extrême. Les hypothèses du modèle standard doivent donc être revues pour chaque

dossier et une adaptation spécifique du modèle est nécessaire à chaque fois.

Les limites de partage de l’informationLes limites de partage de l’informationLes limites de partage de l’informationLes limites de partage de l’information viennent des problèmes de Chinese Wall : certaines

personnes au sein d’une banque détiennent, en effet, des informations qui pourraient

influencer les décisions d’investissement d’autres équipes auquel cas il ne peut y avoir

d’échanges d’information. C’est également une façon de limiter les problèmes de conflits

d’intérêts. Dans le cas des activités de private equity et de lending, la Banque ne peut pas

systématiquement proposer des financements en dettes et en fonds propres sur un même

dossier sans y avoir été invitée préalablement. La Banque est avant tout un établissement

de crédits ; l’activité de capital-investissement doit donc proposer prendre des

participations minoritaires dans les projets afin de ne pas entrer en conflit avec les équipes

financements.


108


B.B.B.B. Les limites de la stratégie plateLes limites de la stratégie plateLes limites de la stratégie plateLes limites de la stratégie plate----formeformeformeforme

La stratégie plateforme présente des inconvénients. Dans le cas général, les inconvénients

d’une plate-forme dans l’industrie manufacturière sont liés:

- aux coûts initiaux importants ;

- aux temps longs de développement initiaux et de retour sur investissement ;

- à la rigidité du design ;

- à la restriction d'intégration de nouvelles technologies ;

- au fait que le développement de la plate-forme devienne vite une fin en soi ;

- aux impacts importants des décisions initiales ;

- à la restriction des ambitions de spécialisation.

Si la « plate-forme » dans le secteur financier présente certains avantages par rapport à

l’industrie manufacturière dans laquelle les coûts initiaux de lancement des produits sont

importants, la mise en place d’un modèle financier « plate-forme » présente toutefois des

limites. Elles proviennent notamment des problèmes d’indépendance des décisions qui

doivent être prises entre les équipes lending et equity sur chaque dossier. En effet, les

décisions d’investissement de l’équipe de private equity doivent être prises de façon à ne

pas influencer celles prises par les équipes lending. Bien que l’outil ait été conçu de façon à

permettre cette indépendance, la notion de plate-forme peut être entrevue comme un

frein à l’autonomie entre les lignes de métiers.

C.C.C.C. Les résistances organisationnellesLes résistances organisationnellesLes résistances organisationnellesLes résistances organisationnelles

Les résistances organisationnelles sont diverses. Elles sont d’abord liées à la géographie. La

structure actuelle de l’organisation avec une équipe de private equity implantée à New

York et une équipe Reserves Based Lending localisée à Paris rend plus difficile une

utilisation conjointe du modèle. Même si un fichier peut aisément être diffusée, une

utilisation optimale de l’outil nécessite la présence des utilisateurs sur le même site.

Une autre résistance organisationnelle peut s’expliquer par un manque de récurrence des

opportunités conjointes d’investissement en equity et lending sur un même dossier. Les

analystes des équipes lending doivent utiliser un outil qui ne leur paraît pas indispensable


109


de leur point de vue ; tout au moins pour une majorité de dossiers qui ne sont pas ouverts

à des investissements en capital. Les analystes de l’équipe Reserves Based Lending

préféreront a priori utiliser leurs propres outils centrés sur leur métier spécifique plutôt

que d’utiliser un outil élargi au cas de l’equity.

Enfin, une bonne utilisation du modèle financier intégré demande une bonne

compréhension des métiers equity et lending pour une meilleure utilisation conjointe du

modèle ; les analystes doivent donc être formés sur les deux produits à cet effet.


110

110110110110 CONCLUSION

CCCCONCLUSIONONCLUSIONONCLUSIONONCLUSION

Nous avons vu les enjeux actuels du financement de l’amont pétrolier et proposer un outil

possible d’évaluation en réponse à l’évolution de la structure des projets d’exploration-

production de pétrole et de gaz qui présentent un niveau de risque croissant.

Le caractère innovant du financement de l’exploration pétrolière ne réside pas tant dans la

technologie utilisée, ni dans le type d’énergie considérée (le pétrole) mais dans la capacité

à structurer un projet sur le plan financier. A cet effet, on a vu les avantages de

l’introduction du métier private equity au sein d’un département financements structurés

Energie & Matières Premières. Plus généralement, les sources de compétitivité des

institutions de financement viennent de la combinaison de divers produits de financement

et des expertises au sein d’un groupe. C’est une forme de gestion du risque qui se traduit

ici par une mutualisation des connaissances en amont des projets d’investissement et par

une capitalisation des connaissances inter-métiers. La volonté d’intégrer les métiers et les

expertises compétences est d’ailleurs une politique affichée du Groupe BNP Paribas qui a

récemment réorganisé son département Energie & Matières Premières en proposant la

mise en place d’une entité Coverage, indépendante des lignes de métiers pour tous les

clients de taille importante, unifiant les entités existantes de couverture clients et

territoires. Les sources d’innovations doivent être trouvées, dans un premier temps, au

sein même de la Banque en proposant des solutions de financements adaptées et

compétitives. Baudouin Prot, Directeur Général du Groupe BNP Paribas déclarait

récemment à ce sujet dans une interview accordée à Challenges : « Les projets que nos

clients apportent sont autant d’occasion pour BNP Paribas d’exercer son métier de

banquier et de financer l’économie réelle. »

Dans le contexte de l’essoufflement généralisé du secteur bancaire et des divers tumultes

financiers liés à la crise du crédit, le financement devient un exercice bien plus délicat

qu’auparavant auquel les banques doivent se prêter en apportant des solutions plus


111

111111111111 CONCLUSION

adaptées à la réalité des projets afin de continuer à financer l’économie sans tomber dans

l’impasse de la sophistication à l’extrême des produits financiers. La crise financière

actuelle témoigne avant tout d’une remise en question des modes de financement qui

avaient largement contribué à la croissance économique mondiale des dernières années et

qui sont aujourd’hui appelés à être révisés.

Enfin, dans le cadre d’un master généralement tourné vers des problématiques du côté des

acteurs industriels, il était intéressant d’utiliser les apports des sciences industrielles de

gestion dans le domaine financier. On a notamment pu étendre le concept de « plate-

forme » au cas d’un modèle financier d’évaluation intégrant produit lending et equity.


112

112112112112 ANNEXES

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Modèle financier Modèle financier Modèle financier Modèle financier –––– ANNEXANNEXANNEXANNEXES ES ES ES CONFIDENTIELLES CONFIDENTIELLES CONFIDENTIELLES CONFIDENTIELLES EXCLUSIVEMENTEXCLUSIVEMENTEXCLUSIVEMENTEXCLUSIVEMENT RESERVEES RESERVEES RESERVEES RESERVEES

A BNP PARIBASA BNP PARIBASA BNP PARIBASA BNP PARIBAS

The convergence of capital Market changes in private debt capital markets for upstream oil and gas

Buddy Clark Haynes and Boone LLPHouston

Over the last two years the energy capital markets have seen commercial banks making mezzanine loans, mezzanine lenders making equity investments, and private equity funds leading syndicated senior and subordinated loan facilities. Traditional bankers are getting into the hedging business, and hedge funds are getting into the energy lending business.

There are more than 200 private capital providers focused on the upstream oil and gas industry: commercial banks,

mezzanine lenders, equity funds, hedge funds, and investment bankers. Over 30 of these capital providers were formed, or rolled out new funds last year alone.

Anyone who has been in the energy business long enough is well aware of the industry’s boom-to-bust commodity

price cycles and its impact on capital availability. And while a good number of the established capital providers are also aware of the commodity price cycles, many of the new market entrants have yet to experience this first hand. Ironically, with their seemingly unlimited access to cheap investor capital and strong desire to put their investors’ money to work, many of these new funds are influencing, if not leading, current trends in pricing and structuring of energy loans.

In order to compete and maintain market share, commercial lenders and traditional private equity funds have had

to adjust their business models and underwriting criteria for middle market oil and gas lending. This convergence has blurred the lines that traditionally distinguished different capital providers into segregated and distinct markets.

The last downturns in the mid-‘80s with the failure and takeover of a number of prominent energy banks like Penn

Square and Continental Bank, and again, near the end of the ‘90s when the world caught the “Asian Flu” and commodity prices suffered causing a number of highly leveraged energy companies to seek protection of the bankruptcy courts, are but a vague memory to today’s capital providers.

Today’s competition is bringing pricing down on all levels. Financial performance covenants and borrowing base

formulas are being relaxed. Recent financing trends bode well for the oil and gas borrower, but point to assumption of increased risk of overall lower returns for capital providers. So long as commodity prices remain strong, this move towards a more competitive and aggressive underwriting strategy is likely to continue to gain currency in energy debt markets.

The paradigms for underwriting middle market reserve-based debt financings in the range of $10 million to $150

million and higher are in a state of flux. Until the new capital providers turn to greener pastures or the commodity price cycle heads south, it is not possible to say with any authority where the “market” is as it continues to adjust at an accelerating pace.

Capital can come in many shapes and sizes depending on an oil and gas producer’s needs, asset base, and the

lender’s perception of the potential risk and rewards. Attempts to pigeonhole capital providers in the market are risky due to the overlapping products offered by the providers, but in broad terms capital can be divided among bank financing, mezzanine capital (debt or equity), and private equity capital.

While a sharp delineation of the current market is not possible, looking back on how the market has evolved over the last 25 years is helpful to put into perspective the picture, albeit blurry, of current capital markets and the credit options for oil and gas companies looking for capital. Conventional bank debt

Since at least the 1970s, reserve-based bank debt has been the traditional structure for secured oil and gas loans. The amount of funds available on a revolving basis under these loans is based principally on the collateral value of the borrower’s proven oil and gas reserves (the “borrowing base”). Loans are made and secured against a borrowing base comprised as a percentage of the borrower’s proved developed reserves, which are re-evaluated under semi-annually prepared reserve valuation reports.

Notwithstanding the stated maturity of these facilities (typically 3 to 5 years), this periodic review allows lenders

to successfully manage risks on a 6-month time horizon. Any reduction in the borrowing base can trigger a man-datory repayment to the extent borrowings exceed the redetermined amount.

Because the lender’s risk horizon is significantly constrained, this type of loan structure can be the least expensive form of debt financing. Currently, senior debt secured with a first priority lien on the borrower’s oil and gas property is usually priced within less than one to two percent above current LIBOR or prime rate and some facilities are priced at or below prime.

Mindful of risks associate with fluctuating commodity prices, lenders historically would only advance against the

borrower’s proved developed producing reserves (PDPs). While the parameters of advance rates for setting the borrowing base varied among lending institutions, generally borrowers were not given more than 65% of the present discounted value of PDP and only a small, if any, percentage of proved developed non-producing (PDNP). Rarely would any collateral value be given for proved undeveloped acreage (PUD).

In addition, reserve valuations were run on present value calculations based upon the bank’s internal price

forecasts, which are more conservative than current market prices. Depending on the risk rating and a banker’s comfort level with the loan, in the 1970s and ‘80s these loans were tightly structured with a lockbox for proceeds from the sale of production to control all funds flowing in and out of the company.

As the market for this type of loan has matured, and certainly for larger borrowers, the facilities were less tightly

controlled and financial covenants relaxed to permit the borrower greater autonomy and control over its own capital management.

In order to remain competitive with other capital providers in today’s market, bankers are giving greater credit for

PDNP and PUD reserves but still imposing some cap as to total reserve values attributable to non-PDP reserves. Additionally, while oil and gas price decks for commercial banks remain well below the current historically high prices, banks have been able to boost borrowing base levels by factoring in a borrower’s current hedge position into the bank’s projections. But even with these concessions to competitive markets, there remains a substantial collateral cushion for the banks to fall back on in the event of a material adverse change in commodity prices or the borrower’s financial condition. Stretch conventional financing (A-B loans)

With the increased competition from mezzanine lenders (described below), many of the leading energy banks responded in the mid-90s by adding a second tranche of debt (the B Loan), which was typically a term loan con-tractually subordinated in payment to the senior revolver facility (the A Loan). The B Loan was underwritten with a higher advance rate against PDP and a larger portion of PDNP reserves. This stretch portion had higher pricing but, when blended with the A Loan, provided as much capital as the mezzanine lenders with a lower cost of funds.

The B Loans were typically tied to low-risk capital development projects such as in-fill drilling or step-out

exploration. While structured with a longer maturity than the A tranche, the expectation was that with the capital provided under the B Loan upon successful efforts increasing PDP reserves, the conforming borrowing base for the A Loan would increase sufficiently to enable the borrower, with the lender’s consent, to retire the B Loan prior to its maturity. For so long as the B Loan lender group was composed of the same lenders as the A Loan group, there was basically no difference in the way the A-B Loan was documented from the traditional single tranche revolver borrowing base loan. These loans were structured so that the same bank, or group of banks, held equal portions of both the A Loan and the B Loan. This commonality of interest facilitated administration of the loans and avoided inter-creditor issues that can arise under the senior/subordinated loan structure with different lender groups for each facility as can occur with mezzanine debt financing described below. Mezzanine debt financing

The A-B Loan structure was in part a response to growing competition in the early ‘90s from mezzanine capital providers who saw an opportunity between the traditional secured bank loans and private equity capital providers. The original pioneers in this area in the ‘80s, such as Resource Investors Management Company (RIMCO) and Trust Company of the West, were later joined by Enron Capital and Trade Finance Group and MG Trade and Finance in the early ‘90s.

These mezzanine lenders were able to tap into the “collateral cushion” left behind by more conservative bank

underwriting. The substantial advantages under bankruptcy statutes for secured creditors made this portion of the

borrower’s assets attractive even for the mezzanine lenders who contractually waited in line for payment behind the senior secured bank lenders.

In the later ‘90s other capital providers, including investment arms of some of the major oil and merchant energy

companies, increased access to mezzanine capital. This original field of providers contracted considerably with the fallout from the ’97-‘98 commodity price collapse and subsequent merchant power collapse following Enron’s bankruptcy.

RIMCO, Shell Capital, Duke, Mirant, Enron, Cambrian, and Aquila have all closed their doors and sold off their

portfolios. Notwithstanding the apparent mass exodus, there are many more mezzanine capital providers today than in the late ‘90s. Today over three dozen mezzanine finance companies have their doors open ready to lend to the energy markets. This number does not include the hedge funds and private equity funds and some commercial banks that have also entered the mezzanine capital market.

The mezzanine loan is structurally junior in payment and lien priority to the senior secured facility. Broadly speak-

ing, the mezzanine lender will only get paid back after the senior lenders have been paid in full, including post default interest. As a secured creditor however, the mezzanine lender will rank ahead of the trade and other general unsecured creditors and ahead of equity holders in the event of bankruptcy and liquidation.

Consistent with the greater repayment risk, these subordinated loans are priced higher than first lien debt. In

addition to carrying a higher coupon, these loans traditionally included an equity kicker in the form of overriding royalties or warrants that, if successful, greatly increase the lender’s return. In order to obtain the senior lender’s con-sent to “share” in the borrower’s collateral, an inter-creditor agreement is negotiated between the lender groups that strictly limits the mezzanine lender’s rights as a secured creditor in exercising control over the borrower’s collateral especially in the event of a default or insolvency.

Customary second lien inter-creditor agreements have four primary elements: 1) prohibitions on right to take

action to enforce the second liens for some period of time (standstill or blockage period); 2) agreement not to challenge enforcement or foreclosure actions by the first lien holder; 3) agreement not to challenge the liens or priorities of the first liens; and 4) waivers or limitations on the second lien holder’s rights to exercise or take actions in bankruptcy proceedings of the borrower.

Early mezzanine lenders were looking for returns in excess of 20%. Today, given the competition, internal rate of

return targets are more in the low teens. The market for sub debt has shifted with the demands and expectations of new market entrants which include private equity groups, leveraged public funds, commercial banks, and investment banks with dedicated mezzanine funds in addition to the more traditional sources, including insurance companies, endowments, and pension funds.

Perhaps the most visible and active participant to arrive in the last 12 to 18 months has been the hedge funds. Cur-

rent estimates of assets under management in hedge funds are over $1 trillion as of the end of 2005, according to Hedge Fund Research.

The private equity markets have also grown substantially, raising more than $172 billion in 2005, according to

Standard & Poor’s. Hedge funds are not constrained to any one market or investment strategy. Unregulated by the statutory investment constraints imposed on commercial banks, these funds are able to use opportunistic investment strategies to meet their investors’ expectation for deployment of and return on capital.

As many traditional hedge fund strategies have become crowded in the last few years, managers are seeking to

invest in new arenas where they can generate returns. They are finding the capital-intensive energy industry an attractive arena.

The impact of this shift in market players is magnified by the shift in the market’s demand for capital. Most

companies with a large percentage of PDP reserves are not looking to add debt but instead are reaping the benefit of higher commodity prices and paying down outstanding indebtedness. Companies with a greater proportion of PUD drilling prospects compared to PDP reserves lack the collateral attractive for conventional senior secured financing. With assets weighted more heavily towards sub-debt, this is providing the mezzanine lenders greater say in the terms

of the secured financings. Accordingly, the market for subordinate debt has become more aggressive, competing with the traditional senior lenders (commercial banks) to provide secured capital to oil and gas companies. This shift in the market is changing the dynamics between the senior and subordinated mezzanine lenders. The old generalizations about what is “market” under inter-creditor agreements between the two groups no longer holds and makes current “market terms” impossible to pinpoint. In order to get even greater advances against existing reserves and often to provide drilling capital to access proven undeveloped reserves, borrowers have been looking to private capital lenders to provide a junior debt tranche to their existing senior secured facilities. Some of these “secondary lien” lenders are taking a more active role by arranging to refinance the borrower’s entire existing senior debt and adding a layer of second lien debt underneath. Borrowers are benefiting directly from this increase capital availability in that deals that two or three years ago would have commanded an equity kicker to get traction in the market are now priced price 400 to 800 basis points above the senior facility without any kicker at all. The current frothy market for capital in the energy industry is causing market players to morph into one another. Commercial bankers are taking pieces of mezzanine debt, hedge fund managers converge with private equity lenders to agent and syndicate along side commercial banks first and second lien secured loans. As with any evolutionary process, there will be winners and losers. Seeing clearly who is the winner and who is the loser may not be possible until there is a change in the economic climate of the industry. Perhaps the sea change will be brought on by a natural storm in the form of a hurricane or a figurative storm brought on by political disruption.

Until then, for the oil and gas executive looking for some cheap capital, there is no better time to get out and ride

the wave.

OGFJ - The author: Buddy Clark, [[email protected]] co-leader of the energy and power practice group for Haynes and Boone LLP, has represented energy companies on matters ranging from credit transactions to royalty disputes and environmental law related to exploration and production. He has also served as special counsel to the executive director for the US Emergency Oil & Gas Loan Guaranty Board to review and advise on emergency loans to oil and gas producers.

“Today’s competition is bringing pricing down on all levels. Financial performance covenants and borrowing base formulas are being relaxed. Recent financing trends bode well for the oil and gas borrower, but point to assumption of increased risk of overall lower returns for capital providers”. – Buddy Clark, co-leader of the energy and power an d practice group for Haynes and Boone LLP.

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Financing alternatives for smaller energy companies

A group of intelligent, accomplished people of varying ages are sitting around a table enjoying each other’s company. They are discussing various business, social and political issues, and how these issues can affect their daily lives.

As the gathering continues on and the participants are increasingly comfortable, they begin to throw out phrases such as “much too risky for me”, “I like what I see, but it costs too much to play” and “I’ll take some of yours if you take some of mine.”

Is this a poker game between old friends? A family reunion? A baseball card convention?

It could be any of these, but this could also depict the “old way” that small and mid-sized independent energy companies financed their operations – and many still do.

Old financing options

In the “old days” the financing options for small and mid-size independent energy companies primarily consisted of friends and family, industry partners, wealthy individuals, banks, and public stock offerings.

Let’s look at the pros and cons of each.

Friends, family, partners, and wealthy individuals

Financing from friends and family, industry partners and wealthy individuals exhibit many similar characteristics. Often, this type of financing is done with parties with whom the operator is familiar. In some cases ongoing relationships are established that enable the operator to have consistent sources of capital.

The fundamental economic terms of this type of financing are fairly simple and consistent. For E&P companies the “third for a quarter” economic terms are prevalent. For midstream and downstream companies this type of financing comes with a variety of structures and terms, sometimes favorable and sometimes not.

For sizable projects this financing usually requires repeated overtures to many financing parties. It can therefore be extremely time consuming and often hampers development progress. Senior company managers and geologists tell us that presenting prospects and seeking financing often takes at least 50% of their time.

With the possibility that historically high energy prices will continue, the big money is usually made 12-36 months into the project when it can be monetized. In today’s institutional financing marketplace company owners are often able to preserve a large chunk of ownership – usually much larger than “third for a quarter” – and can therefore benefit significantly when assets are monetized.

Financing from wealthy individuals may be driven primarily by tax incentives instead of the merits of a project. However, financing from individuals can be very cumbersome since many people invest infrequently. In many cases operators must also adhere to strict state and federal securities laws depending on the size and scope of their project.

Pros

� Financing terms are fairly standard � Longstanding positive relationships can be cultivated � Operators with little cash can sometimes obtain financing

Cons

� Cumbersome and labor intensive for larger projects – often have to obtain financing from numerous parties � Significant time taken away from executing the business plan � Financial providers are sometimes unsophisticated concerning business matters � Operators often retain a small portion of the well ownership, and therefore receive a relatively small payout when

assets are monetized

Bank financing

For established companies and operators, bank financing is often a good alternative. It is generally the least expensive option, and the only “money cost” is the interest rate (which is relatively low) and any fees the bank may charge.

When a company has valuable, broad asset base and low to moderate capital requirements, banks can be the best financing option. However, bank financing usually requires personal guarantees and the company’s assets pledged as

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09/07/2008http://www.ogfj.com/articles/print_screen.cfm?ARTICLE_ID=333726

collateral.

With many companies now ramping up their expansion activities, bank financing is overly restrictive. While the banks desire to maintain existing relationships with good customers, the collateral available to support their loans is sometimes inadequate.

For example, we are working with companies who desire to take large lease positions because they want to extend an existing play or they anticipate a new play. Generally, banks are not as comfortable with collateral in the form of land leases as they are with, say, PDPs or machinery, so to move forward the companies must find alternative capital sources.

Pros

� Relatively inexpensive financing � Good for mature companies/operators that have valuable assets and are not growing rapidly � Many banks understand the energy industry

Cons

� Banks often do not go far “out of the box” with financing structures � Usually require personal guarantees from owners � High growth companies or operators can miss opportunities due to restrictive loan requirements preventing

advancing of funds � Certain types of collateral, e.g. land leases, intangible assets and seismic, may be undesirable to banks

IPOs

Many small and mid-size energy companies have tapped the public equity markets in recent years. In 2007 $16.1 billion in worldwide public equity deals were floated by energy companies in offerings of $200 million or less; there were 219 equity offerings of this nature (Source - Bloomberg). Moreover, some small and mid-size US energy companies tap equity markets in countries such as Australia and Sweden.

While issuing public equity can “jumpstart” a company, it is usually not the sole financial solution.

We see a recurring pattern of companies raising public equity, and once these funds are initially invested the growth pace is slowed due to inadequate funding. The companies find themselves in a bind – do they issue more equity which would cause considerable dilution to existing shareholders, or do they slow development significantly and rely solely on cash flow and bank financing?

Moreover, for companies trading on US public markets the reporting, administrative, and “public relations” requirements of senior management are quite demanding and expensive.

Pros

� Projects can be “jumpstarted” early on � Potential source of “exit” funding for management and investors � Provides exposure to public capital markets

Cons

� Stringent and expensive reporting and administrative requirements � Often funding is not adequate to accomplish growth goals � Much of management’s time is devoted to dealing with investors � The market value for public companies is often far less than net asset value

Institutional financing

Institutional financing has been around for a long time, but its use in the energy industry just now seems to be hitting stride. For many years numerous industries (e.g. heavy manufacturing, restaurants, retail, healthcare) have taken advantage of institutional financing for growth, to diversify their financial sources, and to provide liquidity for owners.

The institutional financing market – a primer

Over the last 15 years large “money pools” – pension funds, college and other endowment funds, and large insurance companies and banks – have grown significantly, and the amount of money they manage is huge.

For pension plans alone, recent studies peg worldwide assets at US$25 trillion. The California Public Employees’ Retirement System (CALPERS), perhaps the most famous pension fund, reported total assets of $240.9 billion as of March 31, 2008.

Money pools have become creative in their search to increase investment returns and lower risk. Many money pools have diversified from traditional asset classes such as stocks and bonds into private equity funds, mezzanine loan funds, hedge funds and real estate (“alternative investments”). In late 2007 CALPERS announced that it would shift 11% of its portfolio into alternative investments and away from traditional investments.

Most money pools allocate funds to specialized investment funds that are staffed by professional investment managers.



In the energy sector these investment funds generally range in size from $200 million to over $30 billion, and their typical investment size is $5 million to over $500 million.

Because of the excellent investment returns that the energy sector has generated (Bloomberg shows that the latest 5-year annualized stock returns for US oil and gas producers was 28.9%), institutional investors will continue to seek investment opportunities in this sector.

Creative financing options

How can smaller energy companies benefit?

Earlier we talked about the various forms of traditional financing and their respective advantages and disadvantages. Institutional financing can eliminate all or most of the funding problems encountered by smaller operators and allow them to execute their expansion and development plans.

Depending on an operator’s unique situation, they face a variety of financial challenges. For example, a large amount of land may be leased in an attractive field, but the bank’s collateral requirements may prevent adequate funds being advanced to drill the field.

Another common situation is an operator who desires to drill a large number of wells in an attractive play, but its network of individual investors and industry partners are “tapped out”. We also see energy service companies with rapidly increasing revenue, but they are in a cash squeeze because higher levels of inventory, receivables and/or equipment are needed to satisfy their growing customers.

Institutional financing can often solve these problems.

The three types

In essence, there are three fundamental types of institutional finance – senior debt, mezzanine debt, and equity.

Senior debt Senior debt is generally secured by the assets of the subject project, and will carry advance rates of up to 100% of the market value of the assets financed. In some cases, e.g. early in a project, senior lenders will overadvance in order to accelerate growth. In return they will require some upside or equity participation. These deals are typically mature in three to five years, with the repayment schedule tailored to the budgeted cash flows.

This type of financing is the least expensive, with compensation to the lender primarily in the form of interest and fees paid on the debt. In cases where the lender is well secured and cash flow is anticipated to accelerate later in the project, investors may agree to add interest payments to the principal amount in lieu of cash payments (“PIK” interest) for a period of time.

Senior debt usually has financial covenants that are more restrictive than mezzanine or equity financing. However, we always make sure our clients have a reasonable covenant cushion to allow for cash flow deviations.

Mezzanine debt This is usually structured as a hybrid between senior debt and equity. For projects that carry a higher degree of risk than those financed with senior debt, this type of financing can be a perfect solution.

We often utilize mezzanine debt structures in high growth situations. For example, a fledgling E&P project may have big expectations, but initially the funding need may exceed the asset value. Because the investors have an “upside” component in the form of well working interests and/or equity, they will assume this additional risk since it could result in a substantial future payoff.

While generally not as restrictive as senior debt, mezzanine debt will have financial covenants that are based on the financial proformas. As with senior debt, the financial covenants have a cushion built in and allow for normal business events.

Equity This type of financing is the most flexible, but is also the most expensive. There is typically no maturity and/or investors generally will not require any fixed payments of dividends, but there may be provisions that provide for distributions once certain performance hurdles are met.

This is a good fit with management teams that have little or no assets to contribute or with projects that are relatively risky, but have the possibility of a big payoff in the future.

Desired projects and situations

First and foremost, investors desire management teams with strong track records. It is important to tangibly outline the accomplishments of the management team and their ability to create value. A key aspect to this is high ethics and honesty in management’s past business dealings.

Institutional investors like growth situations where management has a well reasoned business plan and the properties and opportunities are attractive. Examples of situations investors like include:

� Development of proven resource plays and emerging plays where other companies are active or desire to be � Energy service companies that have strong revenue growth and established market niches



� Enhanced recovery projects that utilize waterflooding and other stimulation methods � Established companies where management desires a cash payout for their equity stake � Acquisition of producing properties or established companies that have attractive growth prospects

This is far from an exhaustive list, but rather some of the most common situations we run across.

Requirements, characteristics

Here are some fundamental requirements for institutional financing deals:

� Detailed business plan to include proforma lease acquisitions, a drilling plan, new areas/markets for expansion and/or new products

� Resumes of key managers � Past track record – for E&P companies the well drilling history is important; for service companies results from

past and present business initiatives should be outlined � Unique aspects of a company or a management team, e.g. management’s ability to extract hydrocarbons from

an area where no one else is very successful; ability to lease large chunks of land in high demand areas; a proprietary technology in high demand by the market

� Detailed financial proforma with reasonable assumptions that reconciles with the overall business plan � Science and lease maps showing PDPs, PUDs, other drill sites, leases with other operators and nearby pipelines

and other transportation � For service companies, revenue and profitability by customer and by product category over a 2 to 3 year period;

customer lists detailing the top ten customers, and lists of accounts payable and accounts payable � Corporate records and historical financial statements that are organized and complete � The company or management team must have “skin in the game”, i.e. something of materiality at stake (e.g.

leases, PDPs, PUDs, working interests, company assets, cash, ownership stake, etc.); this aligns the interests of management and the institutional investor

Characteristics of institutional financing:

� Companies and management teams are able to secure their funding requirements for the next 3 to 5 years in one transaction

� The economics are typically far better than “third for a quarter” or “friends and family” financing terms � In most cases there are no personal guarantees or pledges of assets other than the assets financed � Many investors will combine senior debt, mezzanine debt and/or equity in a “one stop shop” format; this is

advantageous since working with one party is generally easier than working with multiple groups � Depending on the perceived risk, investors will require some “upside” generally in the form of well working

interests or equity in the subject company; often management can “earn in” additional equity based on the performance of the project or company

� Funding is advanced periodically, usually monthly, according to a budget submitted by management � Investors generally like to cash out, or “harvest”, their investments within 3 to 7 years of the initial funding

A growing market

Institutional financing is a nice fit for many smaller energy related companies. In many cases institutional financing closes the gap that exists when funding from “traditional” sources is not sufficient.

At a conference in New York City earlier this year, we observed over 40 presentations by public companies of various sizes. Most of the smaller companies had many attractive prospects to drill, but cash flow and bank debt were insufficient for an aggressive drilling program. Thus, their growth and value creation efforts are stunted.

In many of these situations institutional financing would be the ideal solution. Private companies that have “outrun” their financing sources can also benefit from institutional financing.

However, before entering into an institutional financing arrangement, management must be highly confident that their goals and strategies are in sync with the investors.

Institutional investors are likely to continue accelerating their investment activity in energy. The combination of large, unsatisfied capital needs and attractive expansion projects for upstream, midstream, and downstream companies provides institutional investors with many excellent investment opportunities.

About the Authors

Sam McNeil [[email protected]] is a managing director at River Capital Advisors, an asset management and investment banking firm based in Chicago and Charlotte. He has 26 years of finance and investment banking experience. McNeil has a bachelor’s degree and an MBA from Virginia Tech.



Peter G. Perna [[email protected]] is a principal at River Capital Advisors. He has over 20 years of investment banking experience with a business focus in the areas of structured finance and energy. He holds a bachelor’s degree from the University of Michigan and an MBA from the Ross School of Business at the University of Michigan.

Gregory J. Roti [[email protected]] is a senior analyst at River Capital Advisors. He has a broad business focus in numerous sectors including energy. He holds a BBA from the Ross School of Business at the University of Michigan.

Oil & Gas Financial Journal July 01, 2008 volume 5, issue 7 Author (s) : Sam McNeil Peter Perna Greg Roti

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A case study in early-stage financing of an E&P company

P. Mark Stark The Exploration Co. San Antonio

Here are the parameters:

� You are an emerging public company with 23.5 bcfe in reserves as you complete your 2002 fiscal year. � Your company has an extensive drilling inventory that will take years to drill up and therefore a huge appetite for

capital.

� Your growth strategy is primarily organic and oriented toward focused exploration rather than acquisition and exploitation.

.

� The company's tolerance for financial leverage is low given the nature of its assets and growth strategy.

.

� The task at hand is to provide financing to grow the company while also growing shareholder value.

That was the assignment I accepted in 2003, when I joined The Exploration Co. of Delaware Inc., a San Antonio-based independent operating in the Maverick basin of Southwest Texas.

The challenges

The assignment raised several challenges.

Because the company is publicly held, with a large number of shareholders, its financing options differ from those of a private firm.

Private companies have ready access to private equity funds, which employ various holding-period strategies. Capital providers of that type look for an exit strategy-typically a monetization of assets through a strategic sale or a capital-market event such as taking the portfolio company public. Already being public removes one of those potentially strategic events important to private equity funds.

Size also is an issue. With 23.5 bcfe in proved reserves (28.4 bcfe at yearend 2003), a company can find itself too big for small-capital providers yet too small for large-capital providers. This is true for the whole array of prospective capital providers - from commercial banks, to equity funds, to investment banks. The trick becomes matching the capital provider to the size of capital seeker.

A third issue is business strategy. The acquire-and-exploit model is probably the easiest business model to finance. The starting point is a significant base of proved, developed, producing reserves with which to secure a senior bank credit line. There are many ways to support the expansion-exploitation phase through mezzanine financing, equity financing, and hybrids such as convertibles.

In our case study, however, the growth strategy is organic and exploration-oriented, albeit focused in a way that makes drilling more like development than pure wildcatting.

A fourth challenge is that the company's tolerance for financial leverage in the form of senior bank debt is relatively low. While this issue is largely self-imposed, I have never believed in subjecting an organization with such operational risks and operating leverage to the compounded risk of financial leverage. This may be largely because I am a survivor of the tumultuous 1980s. What is more, enthusiasm from financial institutions, especially senior bank lenders, has been tempered over the years. Senior bank lenders are becoming more aggressive in the current environment, but their approach is still case-by-case.

Appetite for capital

Into these circumstances comes a company with an extensive inventory of drilling targets that will take until the next decade to drill up and put on line - a company with a huge appetite for capital. How does such a company fuel growth at

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the least cost and to the greatest shareholder benefit?

I maintain that equity and hybrids such as converts, even though they represent a higher cost of capital, are the way to go.

In 1998, the company entered into a $4 million mezzanine financing arrangement with the independent- producer finance arm of what was then Domain Energy Corp. It used the funds to repay bank debt and to supplement capital for development drilling. Strong production growth and favorable product prices enabled it to retire this piece of financing a year ahead of schedule.

In early 2000, the company initiated one of its first private equity placements, selling 1.33 million shares in a private offering to a Swiss investment group. The offering carried warrant coverage of approximately 93% and a strike price premium of 33%. It generated approximately $3 million, which the company used to accelerate its Maverick basin exploration and development program.

The year 2002 encompassed two significant financing events. First, the company entered into a multiyear senior bank credit facility with Hibernia National Bank. The initial credit facility called for a master note amount of $25 million and an initial borrowing base of $5 million. This borrowing base grew to $14 million within 15 months of the facility's origination.

Next, the company was able to raise $15 million through another private equity placement. It sold about 2.5 million shares and used the funds to acquire a 70-mile gas pipeline system crossing the company's lease block. In addition, it used funds exceeding the purchase price of the pipeline to continue the drilling program.

Success and credibility

Operational success yields financial success, which builds credibility with the capital markets. The company had successfully raised capital a number of times when I joined it and earlier that year had announced its most ambitious capital expenditure program ever. It was again seeking capital - this time looking into the convertible preferred market.

After an extensive search, the company entered into a letter of intent with Kayne Anderson, a preeminent fund whose business strategy is, as it describes it, to "play in the middle of the balance sheet somewhere between debt and equity." This deal called for a private placement of redeemable preferred stock as well as 2.13 million common shares in return for $16 million. This allowed the company to finish its aggressive 2003 capital expenditure plan and prepare for 2004.

As we entered this year, we scaled capital spending down to a level that could be covered by expected cash flow. But as we implemented the 2004 plan, we completed processing new 3D seismic data on a 12-mile swath through the middle of a recent lease addition. The seismic identified 15 reef targets in the Cretaceous Glen Rose formation, on trend with similar reefs that provided a successful gas play for several years. We estimated we could expose the company to as much as 28 bcfe of reserves potential, and this was risking the projects by 50%.

These projects were too good to pass up, so we returned to the capital markets. By the end of May, we completed a private placement of stock and warrants. We were able to place 4.27 million shares of stock with 30% percent warrant coverage with a strike price premium of 13%.

Later, we completed a new senior bank credit facility. In this process, we were able to meet needs into 2007 with a master note amount of $50 million. This new facility, through the energy department of Guaranty Bank, provides interest as much as 0.25 percentage point less than our former credit agreement.

With these financings and capital raises in place the company is solidly capitalized and executing its plan. Our market capitalization exceeds $100 million now, compared with approximately $32 million in the 1998-99 timeframe - affirmation from our shareholders that the company has been correctly financed.

The author

P. Mark Stark joined The Exploration Co. as vice-president, treasurer, and chief financial officer in 2003, overseeing the company's accounting, finance, and treasury functions. He has more than 25 years of corporate financial experience with an emphasis in the natural resources and agribusiness industries. He held senior financial positions for such publicly traded firms as Dawson Production Services Inc. and Venus Exploration Inc. before coming to The Exploration Company. Stark received an MBA from Southern Methodist University and a BBA degree from the University of Texas at Austin.

Oil & Gas Financial Journal September 01, 2004 volume 1, issue 3 Author(s) : Mark Stark

To access this article, go to: http://www.ogfj.com/articles/article_display.cfm?ARTICLE_ID=212826&p=82


Page 2 of 2A case study in early-stage financing of an E&P company, Oil & Gas Financial Journ...



Meeting oil and gas financing needs

With global supply and demand continuing to tighten and geopolitical unrest escalating, oil prices have been pushed to all-time highs. As oil prices hover above $70 a barrel, there is increased excitement and enthusiasm in the oil patch.

Chris Cowan, Texas Capital Bank, Dallas and Jonatha n Gregory, Texas Capital Bank, Houston

Higher oil and gas prices have brought an influx of new players and capital to the exploration and production industry. New technology coupled with the higher prices is also unlocking previously unexplored opportunities. This resulting heightened state of exuberance has attracted billions of dollars of available investment capital to the industry. Nonetheless, this is a cyclical business and we must not forget the past. At the first sign of a downturn in commodity prices, much of the new capital will quickly retreat in search of the next hot opportunity.

Choosing your financing wisely

In today’s environment, there are more options than ever for companies seeking funding for their oil and gas operations. Because energy is one of the hottest markets, money is in abundance. Private capital providers, hedge funds, and mezzanine lenders continue to enter the market, and banks have and continue to add energy lending services.

Energy management looking for funding should be cautious, though. There is not a one-size-fits-all answer. Companies are best served by finding a lender or investor that shares their business philosophy and caters to their market size, as not all sources of capital are appropriate for every producer or project. Keep in mind as well that the costs and types of capital available will vary according to risk and the experience of your company.

The options for capital formation are many, but not all capital providers are committed to the market long-term. The energy market is ripe with trend investors like hedge funds and private capital investors who will move their money elsewhere if prices for oil and gas take a dramatic drop. Borrowers must know their risk when using funds from investors who are chasing the hottest trend and not committed for the long haul.

Historically, the most stable source of funding for upstream businesses is bank loans; and it is also the least expensive cost of funds. For the borrower, it can be the least risky source if they choose the correct lender. Selecting the right lender and developing a strong relationship before inevitable changes occur in the market is important.

Oil and gas companies looking to form a relationship with a bank should ask the following questions:

Is the bank committed to the oil and gas industry?

Oil and gas companies will want a bank that has experienced energy lending officers and an energy division with in-house petroleum engineers on staff. It is also important for the bank to have roots in the oil patch, as well as senior management that has been through a few energy cycles. Finally, you’ll want to know if the bank has been lending to the oil and gas sector for years or did they just enter this market when times became very good.

Does the bank understand my business?

Find out if it has a client portfolio that is similar to your type of company and if its lending officers have worked on deals similar to your needs. For example, if you’re an owner-managed, middle-market company pursuing an acquisition, you’ll want a bank with expertise in this sector. Start-up oil and gas companies will want to find a bank that is also entrepreneurial.

Does the bank have the financial strength to stay c ommitted in a downturn of the energy industry?

Besides capital adequacy and liquidity, you’ll want to know how much of the bank’s total loan portfolio is committed to oil and gas. Ten percent is a good ratio, but 20% could spell trouble for your loan if energy prices drop significantly and the bank, as a result, decides to reduce its energy exposure. Diversification directly affects a bank’s ability to stay committed to your loan.

Is the bank a right fit?

Assuming that the bank is focused on your market segment, you’ll want to know if it is relationship or transaction oriented. Does the bank typically originate loans or is it generally a participant? A bank that typically participates in large transactions will be less flexible in helping the small- to middle-market borrower. Find out if the bank can meet your current and future needs.

Page 1 of 3Meeting oil and gas financing needs, Oil & Gas Financial Journal - September, 2006


Does the bank staff have expertise in the oil and g as industry?

If a bank has in-house engineers and technical analysts, as well as lending officers with years of experience in the energy field, its staff will be most adept at creating financing opportunities that meet your specific needs. A bank should be able to grow with you and add value as trusted advisors because its lending officers understand your business. Don’t underestimate the benefit that the right combination of a bank in-house engineer and lending officer can bring to your company now and in the future.

Does the bank value non-producing reserves?

Banks, in general, will lend money primarily on proved developed producing (PDP) reserves and most will allow for some value to be given to other categories of reserves such as proved developed non-producing reserves (PDNP) and proved undeveloped reserves (PUD). This is especially important if you are looking to utilize bank financing for property development or drilling. On a case-by-case basis, many banks will provide an over-advance against non-producing reserves. Take the time to understand the way these policies are applied as it can make a big difference in what kind of financial partner you choose.

How does the bank view hedges?

Most banks will encourage hedging at some level and will help their customers put them in place. The practice of hedging to lock in long-term prices on production will not only help you avoid market volatility, but can assist in securing capital. Experienced energy lenders can also help in this area. For some institutions, hedging is a large fee generator. So make sure that the bank you are working with has your best interests at the forefront and is looking at hedging from a credit perspective only. This could be difficult to determine, but doing the research is worth your time.

What are the bank’s loan policies and procedures?

Understanding the bank’s key lending policies and procedures is imperative. Small and middle-market energy companies typically do not want to spend the money for the preparation of audited financial statements and third-party engineering reports. Every lender has minimum requirements in these two areas and that needs to be understood upfront. Besides knowing its engineering technique or methodology and types of financing available, gain knowledge of the bank’s philosophy on exposure, reliance on PDP reserves, typical advance rates and standard loan covenants. Finally, learn about the bank’s oil and gas pricing assumptions and how these are determined and applied.

The best advice is to look for funding from a bank that can tailor its solution to meet your capital needs and has a similar business strategy to yours. And don’t overlook the importance of being comfortable with the relationship. This is a long-term commitment.

Securing bank capital

Banks have been using reserve-based financing for more than 50 years. Lines of credit are generally based on PDP and PDNP reserves, which are used as collateral to secure the loan. Loans are from 2 to 5 years, with re-evaluation of the pledged reserves occurring every six months. This allows lenders to properly manage their risk and clients to maximize their borrowing capacity.

You can find a bank that will add value by having its engineers provide the engineering evaluation on existing reserves, as well as knowledgeable bankers who can assist in creating the capital to meet your financial needs. For example, if you need $20 million in capital to acquire oil and gas reserves and the bank can only provide a $15 million loan, you’ll be best served if the lending officer is experienced in the industry and can help guide you through your options for completing the transaction.

For small- to middle-market borrowers buying existing oil and gas properties or looking to expand development or drilling, the bank will not only want an evaluation covering your PDP, PDNP and PUD reserves, but will also look at your experience in the industry. Lending officers will want to know the reputation of the borrower, as well as understand the financial situation of the principal(s). Management’s track record of finding and growing oil and gas reserves is extremely important. Bankers will want to know if the borrower has experience in creating value, especially in a down market.

As your first choice for capital formation, look for a bank with experience in energy lending, not one that is taking high risks. If prices for oil and gas suddenly plummet, the consequences could be devastating for a borrower doing business with a bank that disregarded solid reserve evaluations and appropriate loan structures in order to grow. Find a bank with consistent loan policies and procedures. These will affect its ability to work with you through the energy cycles - in good times and bad.

Bankers with long-term experience in the industry will first want to learn your specific business and philosophy. This will best enable them to create a financing strategy that meets your specific needs - not a one-size-fits-all solution. They’ll also know all of the funding options.

The bank’s commitment and diversification are important to having a long-term relationship that meets your needs rather than a one-time transaction. A bank that is in it for the long haul will grow with you, not just provide you with immediate capital. Finding the right banker who understands your business and can grow with you will enable you to secure a loan that is best for your company and provide a winning scenario for both parties.

The authors



Chris Cowan ([email protected]) is executive vice president and manager of Texas Capital Bank’s Energy Division in Dallas. He has spent the last decade focused almost entirely on the oil and gas industry and joined Texas Capital to help start the bank’s energy banking division. Prior to joining Texas Capital Bank, he was with Compass Bank and Comerica Bank. He is a graduate of Texas A&M University with a BBA in Finance.

Jonathan Gregory ([email protected]) is senior vice president and manager of Texas Capital Bank’s Energy Division in Houston. He has more than 20 years of commercial banking experience with special expertise in oil and gas lending, including complex reserve-based transactions. Prior to joining Texas Capital Bank, he was a senior vice president of Guaranty Bank’s oil and gas banking group. He graduated with honors in finance from Lamar University.

Oil & Gas Financial Journal September 01, 2006 volume 3, issue 9 Author (s) : Chris Cowan Jonathan Gregory






Private equity capital it’s more than just money

Sidney L. Tassin, Energy Spectrum Capital LP, Dalla s

Numerous articles in recent months have highlighted the robust state of energy markets and observed that the industry is “awash with capital.” Capital comes in many shapes and sizes - bank debt, public debt and equity, mezzanine, industry sources, and private equity capital, to name some. Each category has its own virtues. The proper sources of capital for a company depend on the unique assets, operations, and objectives of the business.

The purpose of this article is to highlight issues from the perspectives of both providers and recipients of private equity capital. Providers of private equity typically invest in the energy industry through one of three types of transactions:

• A traditional third-party transaction where the private equity firm acquires assets from (or sells to) another industry participant;

• A joint venture or partnership arrangement where the private equity firm provides capital for the acquisition or construction of assets and shares ownership with another industry participant; and

• Sponsorship of management teams that form new companies to buy or build energy assets.

To an operating company seeking to buy, sell, or joint venture, or a management team seeking capital and sponsorship, private equity is often the most flexible and desirable capital source.

The role of private equity

Private equity is one of the few resources consistently available throughout the business cycle for entrepreneurs seeking to start or build energy companies, or for buying “non-core” assets or divisions from public sellers. Even in today’s environment of eager and competing capital sources, there are distinct situations for which private equity is the most attractive, flexible, and appropriate choice of capital. Some of the attributes of private equity are listed below and explained further in the following paragraphs:

• Private equity sources can be true business partners, helping the entrepreneur fund and grow the business through several stages.

• Experienced private equity sponsors bring a wealth of tangible business assistance to the entrepreneurial management team (e.g., deal flow, expanded network of relationships, capital markets experience, financing assistance, etc.).

• Private equity can be flexible on structure, terms, and time horizons to match the objectives of management and the requirements of the business plan.

• Private equity can be just-in-time equity, funding only as needed.

• Private equity can move quickly and confidentially and is not burdened by regulatory disclosure obligations that often impair the flexibility of public capital sources.

• Sponsorship from a respected private equity firm adds credibility to a management team as it pursues transactions with industry operators.

Items 1 and 2 above go together - we seek to be true business partners with our portfolio company management teams and to bring tangible value to their business plans. Most middle market businesses are built around two or three key managers who worked together at one of the major or independent oil and gas or midstream companies and who now seek an opportunity to build value for their own account. They typically have focused operating expertise (e.g., engineering, geology, or marketing) in a particular geographic area.

The good ones recognize that we bring a broad range of different skills and relationships to the table and welcome the diverse perspectives. We seek to provide complementary deal flow, new industry relationships, capital markets access, and disciplined business judgment to each portfolio company.

Private equity can be one of the most flexible capital sources available. While some firms seek a cookie-cutter structure for terms and governance, Energy Spectrum seeks creative structures to match the needs of the business and the management team.

The overarching requirement, though, is that the structure must align our interests with those of management in both good times and bad. We have employed a broad array of entity structures, stock classes, incentive plans, back-in

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arrangements, and governance provisions to accomplish these objectives.

The just-in-time capability of private equity is often overlooked. We have often sponsored companies with modest original equity infusions, enough to buy or build the current project, with commitments to provide additional equity as the business grows. This sponsorship allows the company to pursue projects with confidence in its financial capability and minimizes dilution to the management’s equity position and incentives.

Public market windows for debt and equity can close quite quickly for reasons unrelated to the issuer seeking to access the market.

This often leads to a “get it when you can” approach, rather than a “get it when you need it” approach. The appetites of banks, mezzanine, and other lenders tend to correlate positively with market enthusiasm - being most available when times are good and harder to find when times are tough.

Attracting private equity sponsorship

The primary ingredients we look for when evaluating private equity investments are:

• An experienced management team with a demonstrable track record;

• An ability to align interests with management, economically and philosophically;

• A viable business plan to buy and/or build an asset base to create value; and

• One or more actionable alternatives to realize value from the investment

We put great emphasis on the management team and the ability to align our interests with them. Common questions addressed are:

• What are the team’s specific experiences and capabilities?

• Have they built and operated similar assets?

• How have they responded in prior down cycles?

• Do we need to fill out or add to the team?

• What are their personal and financial objectives?

• Are they willing to invest a meaningful portion of their capital into the venture?

• How do they resolve conflicts?

• Are our views on incentives, compensation, and governance similar?

We frequently tell management teams that we are evaluating (and that are evaluating us), “If you are just looking for financing, we are probably not the right group for you. But if you are looking for true business partners to help grow your business and create value, we believe we do that pretty well.”

Viable business plan needed

The next component, a viable business plan to build an asset base, is self-explanatory but often highly subjective. Certainly, all the business plans we see have projections of rising cash flows, profits, and values, but we know that not all wishes (or projections) come true. Working with the management team, we assess the market factors, competition, pricing, etc., to identify upside opportunities and downside risks to the business plan.

Due to the middle market size of most of Energy Spectrum’s portfolio companies, the management team and business plan are often focused in a specific geographic area - for example, consolidating gathering and processing assets in a specific region of North Texas.

The defined scope of the plan allows us to identify and thoroughly evaluate the market dynamics of the area - what advantages or vulnerabilities would we have versus competitors; who are the active producers and drillers in the region; what system upgrades would best serve the needs of our customers; what market outlets exist or can be created; etc. These questions and answers flesh out management’s grasp of the market opportunity and ability to execute the business plan.

The final ingredient is identifying one or more actionable plans to realize the value created. The strategy does not need to be set in stone or predetermined, but we must believe that exit avenues are available (even if market conditions are not as favorable as they are today).

Typically, energy assets can be sold to other industry participants because of the cash flow nature of the business. The size of the business, its operating area, types of contracts, and competitive position all bear on its ultimate marketability. Again, being philosophically aligned with management on timing and objectives is critical.

It’s more than money

All private equity firms seek these attributes, with varying degrees of emphasis. As a seller of energy assets, or a management team seeking equity sponsorship, how do you differentiate one firm from another?



First, you can judge a trapper by his pelts. Ask these questions:

• What kind of transactions has the private equity firm previously sponsored?

• What do previous management teams say about the firm’s support after the deal has closed?

• Have the firm and its principals been “all time” energy investors or “good time” energy investors?

• Can the private equity firm bring you tangible business assistance and opportunities?

Your due diligence of us is as important as our due diligence of you. It takes two committed partners to optimize the relationship.

Energy Spectrum has been managing private equity funds since 1996, and most of our principals have worked their entire careers in the energy industry. We did not show up last year when energy got hot. We’ve been through the major up-cycle of the late 1970s - early 1980s, and the ups and downs of the last 25 years. We are cycle tested. We will not lose our judgment when times are good, and we will not panic when times are tough.

You have a right to expect us to bring several strengths to the table. The first is capital, both for today and as the business grows. With committed capital, our reputation and market presence, we should add credibility and opportunities to your business plan.

We should bring new relationships, deal flow, and resources to assist you as you analyze, execute, and close transactions. And since no business plan plays out exactly as projected, we must be flexible, supportive, and timely in responding to the opportunities and challenges that will be encountered.

All of this boils down to judging the experience, reliability, and relationships of the equity firm. You want to transact with a firm that truly understands the business, that can be counted on to deliver what it promises, and that brings an expanded network of contacts and opportunities to the table. Experience counts and will count even more when industry conditions are less robust than they are today.

We expect a lot of our portfolio management teams, and they rightfully expect a lot of us. We believe that our long histories and varied experiences, in good markets and bad, enable us to support our portfolio companies throughout their life cycle. By doing so, we create value for our management teams, for our investors, and for Energy Spectrum. OGFJ

The author

Sidney L. Tassin [[email protected]] is a founding partner of Energy Spectrum Capital and has served as president since its formation in 1996. The firm manages two series of private equity funds with capital commitments in excess of $1 billion. One set of funds invests in energy midstream, services, and power assets, and the other invests in exploration and production assets. Additionally, an Energy Spectrum subsidiary provides financial advisory services to energy companies, relating to property acquisitions and dispositions, capital raising, and restructurings. From 1980-1994, Tassin held various executive financial positions with Mesa Inc. and its predecessor companies, and participated in Mesa’s investment and acquisition activities throughout this period.

Oil & Gas Financial Journal December 01, 2005 volume 2, issue 10 Author (s) : Sidney Tassin





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04/01/08P. 15Pétrole : le choc des 100 dollars

Le baril, une référencehistorique

Cela fait bien longtemps que lepétrole n’est plus transporté nistocké dans des barils. Ce contenanthistorique demeure cependant laréférence internationale demesure pour le commerce du brut.Unité anglo-saxonne de mesure devolume, le baril correspond de nosjours à 159 litres. A 100 dollars parbaril, le pétrole vaut donc 63 centspar litre. Ou encore, traduit enmonnaie européenne, 43 centimespar litre.

ÉNERGIE Le baril de pétrole américain a, pour la première fois, dépassé les 100 dollars hier à New York.Un mouvement alimenté en particulier par une baisse plus forte que prévu des stocks américains de brut,qui ravive les craintes de pénurie durant l’hiver.

Le pétrole monte pour la première foisau-delà des 100 dollars le baril

ichard Arens. Son nom nevous dit rien. Ce traderRinconnu est pourtant celui

qui, selon le « Financial Times », afait grimper lepétroleà 100dollars.Mercredi à New York, alors que lebaril américain s’échangeait à99,53 dollars, ce responsable de lasociété ABS a acheté à un collègue1.000 barils, leminimum réglemen-taire, à 100 dollars pièce, raconte lequotidien britannique. Le baril estensuite retombé. Une transactionminimale,pour lagloire,donc,danslaquelle Richard Arens a sansdoute perdu 600 dollars... et gagnésa place dans l’histoire.

Avec ces 1.000 barils, qui ontchangédemainspourunprix long-temps magique, « on est vraimententré dans une ère du pétrole cher »,a ainsi déclaré hier la ministre del’Economie et de l’Emploi Chris-tineLagarde, interrogéesurFranceInter. « Nos économies vont devoirs’y habituer », a-t-elle ajouté. A sesyeux, il faut « à la fois modifier nosmodes d’approvisionnement − enles diversifiant − et modifier noscomportements ».

RichardArensest l’hommequiaallumé la mèche. Mais tout étaitprêt pour l’explosion. Une de-mande toujours vive. Une offrelimitée.Des investisseursdeplusenplusdésireuxdeseprémunircontrele ralentissement économique enjouant les matières premièrescomme le brut, mais aussi l’or ou leplatine. Plus quelques troubles auNigeriaet auPakistan...Hieraprès-midi, les cours de l’or noir ontd’ailleurs poursuivi leur ascension,et dépassé pour la première fois leseuil des 100 dollars. A New York,

le baril américain de référence estmonté jusqu’à 100,09 dollars enséance.

Tendance identique à Londres,où le brent, le pétrole de mer du

Nordquisertdebasedecalculpourles prix en Europe, est allé jusqu’à98,50 dollars. C’est 70 % de plusqu’il y a un an. Même en monnaieconstante, le brut est ainsi tout

prochedesessommetshistoriques :enavril1980,lesprixétaientmontésjusqu’à l’équivalent de 101,70 dol-lars aujourd’hui, selon l’Agence in-ternational de l’énergie.

Hier, les statistiques hebdoma-daires sur l’état des stocks de brutpubliées par l’administration amé-ricaine ont alimenté la hausse.Alorsquelesanalystestablaientsur

un recul de 2 millions de barils, leschiffres ont montré une baissepresque 2 fois plus importante aucours de la dernière semaine dedécembre. Ils sont tombés à leurplus bas niveau depuis le début de2005. De quoi raviver les craintesd’une pénurie de brut en cette pé-riode de froid et de forte consom-mation de produits de chauffage.

Pourautant,pas questiondepui-ser dans les stocks stratégiques desEtats-Unis ou des pays de l’AIE,ontaverti leursresponsableshier. Ilfaut décidément s’adapter. Et sepréparer à ce que les carburantssuiventlemouvementsouspeu.EnFrance, les prix de l’essence et dugazole risquent d’augmenter de 3 à4centimesparlitreàlami-janvier,aaverti hier l’Union française desindustries pétrolières. Là aussi, denouveaux records sont en vue.

D. C.Lire l’éditorial de Patrick Lammpage 10.

idé / Sources : BP, Bloomberg / Photo : Bloomberg

Sous titre, en

Des prix au sommetPétrole américain (WTI)

Moyenne annuelle,en dollars par baril

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En dollarsde 2006

En dollarscourants

Moyenne200899,7

Moyenne200772,4

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La production mondialede pétrole

En millions de barils par jour120

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Projection de l’EnergyWatch Group (2007)

Projection de l’AIE(OCDE 2006)

Source : IHS Energy 2006

De moins en moins degrandes découvertes

Réserves pétrolières découverteschaque année, en milliards de barils

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04/01/08P. 16Pétrole : le choc des 100 dollars

L’argent du brut alimenteles caisses des fonds souverains

Une piste de ski sous tente alorsqu’ilfait50°dehors(photo),laplushaute tourdumonde(700mètres),des îles artificielles à quelques pasd’un désert, un projet de centrecommercial plus grand qu’un ar-rondissement de Paris... C’est peudireque l’argent dupétrolenourrità Dubaï les rêves les plus fous.Tandisque leQatarcompte laplusforte densité degruesau monde etqu’au Koweït s’érigent des toursde bureaux, dont on peut se de-mander par qui elles seront rem-pliesunjour, lesmonarchiespétro-lières du Golfe ne saventlittéralement plus quoi faire deleur argent, ayant engrangé desréserves estimées à 1.000 milliardsde dollars, les deux tiers de leursrecettes pétrolières, depuis 2003.

Pourtant, ce ne sont pas cesinvestissements démesurés qui re-tiennent aujourd’hui l’attention.Parallèlement, les pays du Golfeont développé une stratégie de« fourmis » qui tranche avec lesdépenses « cigales », constructionsde palais ou subventions pourl’achat de la paix sociale, engagées

Une piste de ski sous tente alorsqu’ilfait50°dehors(photo),laplushaute tourdumonde(700mètres),des îles artificielles à quelques pasd’un désert, un projet de centrecommercial plus grand qu’un ar-rondissement de Paris... C’est peudireque l’argent dupétrolenourrità Dubaï les rêves les plus fous.Tandisque leQatarcompte laplusforte densité degruesau monde etqu’au Koweït s’érigent des toursde bureaux, dont on peut se de-mander par qui elles seront rem-pliesunjour, lesmonarchiespétro-lières du Golfe ne saventlittéralement plus quoi faire deleur argent, ayant engrangé desréserves estimées à 1.000 milliardsde dollars, les deux tiers de leursrecettes pétrolières, depuis 2003.

Pourtant, ce ne sont pas cesinvestissements démesurés qui re-tiennent aujourd’hui l’attention.Parallèlement, les pays du Golfeont développé une stratégie de« fourmis » qui tranche avec lesdépenses « cigales », constructionsde palais ou subventions pourl’achat de la paix sociale, engagées

après le premier chocpétrolier. Leurs ré-serves financières sontmassivement investiesdans des fonds souve-rains, une stratégiequ’a aussi suivie laRussie. Ces fonds sontaujourd’hui action-nairesdefleuronsocci-dentaux, commel’opé-ra t eu r por tua i rebritannique P&O,Carlyle, EADS,Citi, leNasdaq, la Bourse deLondres... Les avoirs àl’étranger de l’en-semble des exporta-teurs de pétrole de laplanète sont estiméespar le cabinet McKin-sey entre 3.400 mil-liardset 3.800 milliardsde dollars. Ce porte-feuille a vraisemblablement gé-néré l’andernier desrevenus supé-rieurs à 100 milliards de dollarspour la seule région du Golfe,l’équivalent des recettes d’expor-tation de la zone avant la flambéedu cours du brut.

Pour ces pays, il s’agit d’utiliserl’argent du pétrole pour préparerl’après-pétrole en se dotant desources de revenus alternatives.Les monarchies pétrolières et la

Russie se sont donc dotées de stra-tégies de développement claire-ment affirmées : rénovation desinfrastructures de base, investisse-mentsdans lapétrochimie,diversi-fication dans les secteurs finan-c i e rs , l og i s t iques , vo i reagroalimentaire, quitte à financerdes projets à la rentabilité dou-teuse,etenfinconstructiondesitestouristiques haut de gamme.

Y. B.

Sans délaisser l’immobilier, lespays exportateurs de pétroles’efforcent de moins gaspillerleur argent que lors des précé-dents chocs pétroliers.

Sans délaisser l’immobilier, lespays exportateurs de pétroles’efforcent de moins gaspillerleur argent que lors des précé-dents chocs pétroliers.

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12/12/07P. 23Industrie

Sanofi-Aventis : « Notre stratégieest de vendre au fil de l’eau »

Fin des noyaux durs. Pas ques-tion de faire comme L’Oréal, qui acédé en bloc une partie de sesactions Sanofi-Aventis le mois der-nier, faisant chuter le cours deBourse du laboratoire français. To-tal, l’autre actionnaire de référencede Sanofi-Aventis, agira plus dis-crètement. « Notre stratégie est devendreaufildel’eau,expliqueChris-tophe de Margerie. Nous le feronsprogressivement. » Même s’il nel’affirme pas clairement, le patronde Total semble bien avoir com-mencé à céder une partie de sestitres. Mais il faudra attendre « lescomptesdefind’année »poursavoir

combien d’actions Sanofi-Aventisle pétrolier aura vendues cette an-née, indique-t-il. Ledirecteurgéné-ral deTotalse défend de fragiliser lechampion tricolore de la pharmacieen se désengageant ainsi de soncapital. « Le temps des noyaux dursest révolu,dit-il.Longtemps, ons’estcachéderrièrecesnoyauxdursaulieude régler les problèmes des entre-prises. A l’arrivée, nombre d’entreelles, comme Pechiney, ont dis-paru ! » Total détient 13 % du capi-taldugroupepharmaceutique,tan-dis que L’Oréal en possède un peumoins de 9 % après la cession detitres récente.

INTERVIEWCHRISTOPHE DE MARGERIE DIRECTEUR GÉNÉRAL DE TOTAL

« Dans vingt ans, je ne vois pas comment Totalpourrait être absent du nucléaire »A 90 dollars le baril, commec’est lecas actuellement, lepétrolen’est « pas très cher ». Et il risquepeu de baisser vraiment car, struc-turellement,« noussommesentrésdans un système de prix élevés ».Christophe deMargerie, le patronde Total, qui a succédé à ThierryDesmarest en février, expliquedansl’interviewqu’ilnousaaccor-dée en quoi le paysage pétrolier aprofondément changé avec l’en-volée desprix.Et en tire les consé-quences pour son groupe : il doitnouer de nouvelles relations avecles pays producteurs et devra, àterme, investir dans le charbonpropre et le nucléaire. Sans pourautant prendre une part dansAreva.

L’Organisation des pays exporta-teurs de pétrole (Opep) vient demaintenir ses quotas de produc-tion, refusant de céder aux pres-sions des pays consommateurs.Cela risque-t-il de faire encoregrimper les prix ?En réalité, cette décision est unnon-événement. L’Opep produitdéjà à plein régime et ne peutguère aller au-delà. Seuls l’Arabiesaoudite et Abu Dhabi disposentde capacités encore inutilisées, del’ordre de 2 millions de barils parjour. Et il est important qu’ils n’ytouchent pas, pour pouvoir faireface à une crise, un arrêt de pro-ductionvraiment imprévu.Quandle cartel annonce des modifica-tions de quotas, il s’agit donc devariations très minimes et qui nechangent rien dans la pratique. Lemarché, d’ailleurs, s’en soucie as-sez peu. En même temps, l’Opepreste un acteur fondamental. Carc’est dans cespays quese trouventles réserves. A moyen et longterme, c’est là que les choses sepasseront !

L’Opep semble s’inquiéter d’unepossible baisse de la consomma-tion de pétrole, à cause des prixélevés. En voyez-vous dessignes ?Non. La demande augmente pluslentement, mais elle ne baisse pas.Et surtout pas dans lespays émer-gents. Ce qui a frappé les consom-mateurs, c’est la rapidité de lahausse, avec un baril passé en àpeine plus d’un an de 50 dollars àprèsde100dollars.Mais il vientderedescendre d’une dizaine de dol-lars enquelquesjours,notammentparce que de nombreux fondsd’investissement sont sortis du

marché. Paradoxalement, si l’on yréfléchit bien, le baril à 90 dollars,ce n’est pas très cher. En compa-raison, le litre d’eau minéralecoûte davantage que le litre depétrole ! Desurcroît,danslespayseuropéens, la hausse a été atté-nuéepar labaissedudollar :expri-més en euros, les prix sont d’ail-leurs moins élevés aujourd’huiqu’en juillet 2006.

Vous dites qu’à 90 dollars, le bariln’est pas très cher. Il peut doncencore monter ?Aujourd’hui, ilya assezde pétrolepour répondre à la demande.Donc la hausse reste limitée. Maiss’il y a soudain une crise qui ab-sorbe les capacités encore dispo-nibles enArabiesaouditeetqu’undeuxième problème surgit ici oulà, alors la situation sera vraimenttendue.

A l’inverse, les prix peuvent-ilsretomber brutalement ?Non, structurellement noussommesentrésdansunsystèmedeprix élevés. La consommationreste forte et il y a problème ducôté de l’offre, qui n’est pas tout àfait au rendez-vous. Un certainnombre de pays ont limité oufermé l’accès à leurs réserves. Lesdomaines miniers qui restent ou-verts aux compagnies pétrolièressont souvent les plus compliquéset les plus coûteux à exploiter.D’autant plus coûteux que lesprestations des sociétés de ser-vices et de construction ontflambé : on parle beaucoup desprofits des pétroliers, mais ceuxdes entreprises parapétrolières sesont littéralement envolés !J’ajoute que si les prix baissaient,l’Opep retrouverait, pour le coup,toutes ses prérogatives et serait enmesure de réduire assez vite saproduction pour soutenir lescours.

A propos de gisement complexe,le projet Kashagan fait toujoursl’objet d’âpres discussions entreles compagnies impliquées − dontTotal − et les autorités kazakhes.Un accord est-il en train de sedessiner ?Les négociations étaient censéesaboutir fin novembre. La date bu-toir a finalement été repoussée au20 décembre. Les délais restenttrès courts, mais, à condition quechacun joue le jeu, il me paraîtpossible de trouver un nouveauterraind’entente. Iln’estpas facile

de trouver un compromis entredes sociétés ayant chacune leursspécificités. Ce qui est sûr, c’estqu’il y a une réelle insatisfactionquant à la manière dont ont étémenéeslesopérationsdepuis l’ori-gine. En toute logique, le projetKashagan aurait déjà dû être enproduction. Certaines choses doi-vent donc changer et, quoi qu’ilarrive, il faudra s’assurer que l’onrepart surdesbasessolides.A celas’ajoute une autre problématique,d’ordre commercial : les contrats

signés doivent être respectés. Re-négocier est toujours possible, etparfois nécessaire, mais, sur labase d’un ultimatum, ce n’est pasacceptable. Tout sera fait, en toutcas, pourque ce formidable projetne se transforme pas en bourbier.

D’une façon générale, diriez-vousque le cas Kashagan est embléma-tique des tensions nouvelles entrecompagnies pétrolières et paysproducteurs ?Absolument pas. Fondamentale-

ment, je reste convaincu que leKazakhstan reste un pays sou-cieux d’encourager les investisse-mentsétrangers.Lesujetquenousévoquonsiciest avant tout d’ordrecommercial, contractuel. Ilne fautsurtout pas politiser le dossier.

Avant de prendre les rênes deTotal, vous insistiez beaucoup surla nécessité de mettre en place denouvelles relations avec les paysproducteurs. Concrètement,quelles initiatives avez-vousprises ?Il y a mille manières de procéder.Mais le plus important, à mesyeux, a trait au comportement : lerespect, l’écoute des autres meparaissent essentiels. Les compa-gnies pétrolières ne peuvent plusse contenter de puiser dans lesréserves des pays producteurssans riendonneren échange.Pourinciter nos interlocuteurs à ouvrirleurs domaines miniers, nous de-vons leur proposer un plus. Mêmesi ce plus est très éloigné de notrecœur de métier. En matière deformation, d’éducation, dans ledomaine de la recherche ou de laculture, bien des choses peuventêtre faites. Au Qatar, nous avons,par exemple, un projet d’univer-sité avec l’Institut français du pé-trole et HEC. Partout, ce genred’initiative doit être encouragé.C’estgrâceàce travailde fondquedes relations durables pourrontêtre nouées dans ces pays. Il estégalement très importantde tisserdes liens étroits avec les compa-gnies nationales : en Mauritanie,nous venons d’associer les Algé-riens et les Qataris à des cam-pagnes d’exploration. A l’inverse,la compagnie chinoise Sinopecvient de nous aider, pour la pre-mière fois, à entrer sur un permisau Yemen. Voilà ce que j’appellele « donnant-donnant ».

Le nucléaire fait partie des de-mandes nouvelles formulées parles pays hôtes. Est-ce la raisonpour laquelle Total s’intéresse àcette énergie ?Il me semble simplement que,dans le nouveau contexte énergé-tique mondial, il convient désor-mais de raisonner en termesd’offreglobale.Entantquepatrond’ungroupecommeTotal, il estdema responsabilité de m’interrogersur le nucléaire, car nous aurons,demain, besoin de toutes lesformes d’énergie. Dans vingt ans,jenevoispascommentnous pour-

rions être absents du charbonpropre et du nucléaire. Mais toutcecinécessiteune longue prépara-tion, impose une réflexion sur lespartenariats, les coopérations quipourraient voir le jour. Ce n’estdonc pas pour demain.

Pourtant,àcourtterme, la refontede la filière nucléaire françaisepourrait vous amener à prendreune participation dans Areva...Ce n’est pas notre intention. Stra-tégiquement, Total n’est pas inté-ressé par des prises de participa-tion minoritairesdans des sociétésindustrielles. Il y a d’autres ma-nièresdes’entraider...Peudepaysau monde ont la chance d’avoir àla fois un spécialiste du nucléaire,Areva, l’une des plus grandescompagnies pétrolières, Total, etdeux grands opérateurs élec-triques tels qu’EDF et GDF Suez.Manager de grands projets, inves-tir, nouer des relations de longterme à l’étranger, Total sait faire.A l’évidence, il y a des choses àréaliser ensemble dans le nu-cléaire. Sans qu’il soit nécessairede tisser des liens capitalistiques...

Les pétroliers ont des caisses trèspleines. Faut-il s’attendre à unenouvelle vague de fusions-acqui-sitions dans le secteur ?C’est vrai, les sociétés ont beau-coup d’argent et il va bien falloirqu’elles en fassent quelque chose.De plus, la valorisation boursièredes groupes pétroliers n’est pasénorme. Une consolidation n’estdonc pas impossible, surtout si lespays pétroliers continuent à res-treindre l’accès au domaine mi-nier. Il pourrait alors y avoir desfusions pour récupérer des gise-ments. Mais, en ce qui nousconcerne, nous sommes mieuxplacés que d’autres. Nous avonsun potentiel qui nous permet decontinuer à croître sans grandeacquisition.

Votre propre capital est dispersé.Y a-t-il un risque d’OPA sur To-tal ?Si Total était vraiment menacé, leprix de l’action serait plus élevé !Clairement, ce n’est pas le cas.Une OPA n’est techniquementpas impossible mais, dans les faits,irréaliste. Industriellement et fi-nancièrement,Totalestuneentre-prise solide.

PROPOS RECUEILLIS PARDENIS COSNARD

ET PASCAL POGAM

Christophe de Margerie

Né à Mareuil-sur-Lay-Dissais(Vendée), cinquante-six ans.Diplômé de l’Institut universitairede technologie et de l’ESC Paris.1974. Intègre Total audépartement budget.1978-1982. Direction desopérations filiales.1982-1986. Responsable dufinancement des filialesexploration-production.1987-1990. Responsable de latrésorerie du groupe.1990-1992. Directeurfinances-contrôle.1992-1995. Directeur généraladjoint et directeur pour leMoyen-Orient à la directiongénérale de Total Trading etMoyen-Orient.1995-2001. Directeur général deTotal Moyen-Orient puis de Totalexploration-production.2002-2007. Directeur généralexploration-production.Depuis 2007. Directeur général. An

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