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RG – 0833 Séminaire DGRM – Venise - juin 2008 1 Les clés de notre rentabilité Michel Bénézit Séminaire DGRM 4 – 6 juin Venise

Les clés de notre rentabilité

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Séminaire DGRM 4 – 6 juin Venise. Les clés de notre rentabilité. Michel B é n é zit. Nouvelles perspectives énergétiques, réponse des pétroliers. - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008. Gb. Nouvelles découvertes et croissance du taux de récupération. Schistes bitumineux. 1 000. - PowerPoint PPT Presentation

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Séminaire DGRM – Venise - juin 20081

Les clés de notre rentabilité

Michel Bénézit

Séminaire DGRM4 – 6 juin

Venise

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Nouvelles perspectives énergétiques,réponse des pétroliers

- Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

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Pétrole : des ressources importantes, mais leur mise en production nécessitera de plus en plus d’investissements

Pétrole déjà produit1 000

Réserves découvertes restantes~ 1 000

Nouvelles découvertes et croissance du taux

de récupération

Bruts extra-lourds600

Pétrole conventionnel Pétrole non conventionnel

Schistes bitumineux

- 1 000

1 000

Gb

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Des ressources de plus en plus complexes Des ressources conventionnelles concentrées au Moyen–Orient

Des ressources non conventionnelles situées hors du Moyen-Orient

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La demande de produits pétroliers devra s’adapter à une offre contrainte à environ 100 Mb/j dès 2020

Évolution de la demande de produits pétrolier (Mb/j)

(*) hors biofuels, CTL, GTL

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

2 0 0 5 2 0 1 0 2 0 1 5 2 0 2 0 2 0 2 5 2 0 3 0

Bruts

Autres*Biocarburants

Condensats et GPL

0

20

40

60

80

100

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Amérique du Nord

Autres OCDE

Chine

Autres Non-OCDE40%

51%

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Évolution des CAPEX amont (G$)Intensité capitalistique des sociétés pétrolières

Investissements amont en forte progression

2003 2005 2007

Taille des bulles : production 2006

Majors

Autres compagnies

Non-OPEC NOCs

OPEC NOCs

Source: Total estimates, IFP, WM, Lehman Brothers & Citigroup surveys, Annual Reports and presentations

167

234

366

29%

38%

22%

10%

26%

38%

27%

9%

23%

40%

27%

10%

Les majors représentent 23% des CAPEX amontpour 10% des réserves et 15% des productions mondiales

ExxonMobil

SaudiAramco

ShellPetroChina/CNPC

Chevron

BP

PemexTotal

ConocoPhillips

Petrobras

EniStatoilEnCana

Qatar Petroleum

GazpromDevon LUKoil

NNPCAnadarko Sinopec

SonatrachCNRTalisman

PDVSA

Apache

NorskHydroPetronasHess

NIOCONGCCNOOCEOG

NexenRosneft

ADNOC

1 000

10 000

100 000

1 000 10 000 100 000 1 000 000

Wood Mackenzie (CAT) Reserves (Commercial + Technical) Mboe

Cap

ex G

$

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Investissements raffinage dans les zones de consommation et de production

Projets Annoncés

Projets Probables

20,3 Mb/j

8,5 Mb/j

Asie

Moyen-Orient

Amérique du Nord

Amérique du Sud

AfriqueFSUEurope

Projets grassroot "probables" : +8,5 Mb/j entre 2007 et 2015Abandon de projets de raffinage pour ~3 Mb/j depuis 2006

Projets "probables" nouvelles raffineriesProjets majeurs "probables" d’extension 2007-2015

Projets nouvelles raffineries

Projets majeurs d’extension

Projets nouvelles raffineries abandonnés depuis 2006

Projets nouvellesraffineries 2007-2015

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Depuis 2003, allègement du portefeuille R&M de la plupart des majors combiné à une croissance externe ciblée

-3

-2

-1

0

1

-5 -4 -3 -2 -1 0 1 2

XOM

TOTAL

SHELL

COP

CHEVRON

BP

Raffinage

Marketing

*Hors rachat d’Innovene, JV TNK-BP, prise d’intérêt dans Lukoil.

Cessions/Acquisitions R&M cumulées*de 2003 à 2007 (G$)

Solde des Cessions/Acquisitions R&M des majors de 2003 à 2007 (G$)

0,4

0,1

1,2

0,9

2,0

1,3

0,4

1,9

1,7

2,8

3,4

7,8

TOTAL

CVX

XOM

BP

COP

SHELL

Cessions

Acquisitions

Plus de 22 G$ de cessions/acquisitions recensées sur la période 2003 - 2007, près des 3/4 sont des cessions

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Les Indépendants et les Fonds & Holdings ont acquis près de 50% des actifs vendus par les majors

Modification du paysage concurrentiel depuis 2003 suite aux mouvements d’actifs des majors

*dont 1,5 G$ entre majors

Fonds & HoldingsMajors IOC NOCIndépendants Autres

22 transactions

18 G$*

99 transactions

5,9 G$*

Cessions entre 2003 et 2007A qui vendent les majors ?

Acquisitions entre 2003 et 2007A qui achètent les majors ?

27%

22%17%

9%

8%

17% 16%

36%21%

25%

2%

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Les clés de notre rentabilité

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Rentabilité Aval*

La rentabilité de TOTAL parmi les meilleures

* ROACE estimés sur la base des données publiées pour les autres majors

0%

10%

20%

30%

40%

2003 2004 2005 2006 2007

Total

ExxonMobil

Shell

BPChevron

0%

10%

20%

30%

40%

50%

2004 2005 2006 2007

Total

ExxonMobil

ShellBPChevron

Rentabilité des majors

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Les clés de notre rentabilité

12,2%

ROACE 2003 Environnementraffinage

en €

Environnementmarketing

Inflation Effet Brent sur le

BFR (+1,4 G€)

Progrès et

productivité nets

Augmentation de

l'actif net (+1,6 G€)

ROACE 2007

Effets Externes : +1,8% Effets Internes : +3%

17,0%

+7,8% -2,5%

-2,1%

-1,4%

+4,3% -1,3%

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0% 10% 20% 30% 40%

Dégradation du ROACE R&M sur les 3 dernières années, avec des évolutions contrastées suivant les centres de profits

CEPSA

AP

AMO

SPE ALC ENCO

MKE

Raffinage

DGRM

13%

10%

21%

29%

14%

19%

17%

17%

6%

20%

28%

12%

23%

19%

20%

12%

20%

25%

16%

36%

25%

2005

2006

2007

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Les 10 principaux actifs* R&M porteurs de résultat en 2007

En 2007, les 10 premiers actifs* représentent 69% du résultat du R&M et 41% des CMO

4,3 G€1,8 G€*

10,5 G€*

6,2 G€

1,3 G€

0,6 G€

Top 10 (RO Net) ROACE 2007

1. Raff Leuna 42%

2. Raff Anvers 25%

3. Mkt France 26%

4. Raff Port Arthur 75%

5. Mkt Turquie 36%

6. Raff Flessingue 23%

7. Total Lubrifiants 27%

8. Raff + Mkt Afrique du Sud 23%

9. Raff Lindsey 13%

10. Mkt Belux 31%

41%

21%

38%

69%

16%15%

* Hors CEPSA

RO Net CMO

Top 10

'11-20

Autres

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Poursuite de l’effort d’investissement

Des investissements soutenus sur les premières années du plandu fait des grands projets du raffinage

Adaptation du raffinage européen

Grands projets raffinage Marketing

Spécialités Asie-Pacifique

* Change : 1€ = 1,5$

Capex R&MLiquidations en G€ Principaux investissements*

550 M€

DHC Normandie

300 M€

HDS Lindsey

120 M€

HDS Leuna

1,14 G€

DHC Huelva (Cepsa)

1,7 G€

Coker PAR

1,4 G€

Jubail

235 M€ (2007)

Réseau Europe

85 M€ (2007)

Réseau AMO

52 M€ (2007)

Lubrifiants Monde

56 M€

Seagull

17 M€ (2007)

Réseau Asie

14 M€

S-Oil

R06 R07 BU08 MoyennePLT09-18

1,67 1,85

2,53

2,13RAFF

MKE

SPE ENCO ALC

AMO

ASIE-P

CORPO

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1%

13% 14%16% 16% 17% 18%

20% 21%

Coker Port Arthur et Jubail, deux projets porteurs de rentabilité

CAPEX : 13 G$Part TOTAL : 2,3 G$

TRI : 11,8%

- Total (37,5%) - Saudi Aramco (37,5%) – Bourse de Riyad (25%)

- 400 kb/j d’Arab Heavy- Allocation en gaz naturel au prix du Royaume

pour les utilités- DHC, FCC/Alkylation, delayed coker- Produits en majorité dédiés à l’export : 55% distillats,

20% essences, pas de fuels lourds- Démarrage 2012(e)

- Coker (50 kb/j) + HDS (64 kb/j) + DSV (55 kb/j)- Bruts : HTS 80% 100%

Lourds 0% 50%- Produits : Fiouls lourds : -75%

Distillats : +45%- Économie robuste dans différentes configurations

d’approvisionnement- Démarrage 2011(e)

ROACE JubailROACE Coker Port Arthur

CAPEX : 2,2 G$

TRI : 13,7%

Port Arthur Jubail Jubail

Brent : 80$/b ERMI : 44$/t Brent : 80$/b ERMI : 44$/t

Coker PAR

2013 2014 2015 2016 2017 2018

13%

23%21% 21% 21% 21%

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Évolution des principaux indicateurs sur la durée du plan

CMO 31 Déc.

ROACE

+30%17 43512 212

Δ20182007

--20,2%17,0%

Δ20182007

Liquidations

RO Net

+42%3 5322 050

Δ20182007

-4%1 5911 651

Δ20182007

Cash Flow Dispo

+66%3 1221 075

Δ20182007

0

5 000

10 000

15 000

20 000

R07 PC08 PLT09 PLT10 PLT11 PLT12 PLT13 PLT14 PLT15 PLT16 PLT17 PLT180%

10%

20%

30%

Principaux indicateurs R&M de 2007 à 2018(en M€ courants)

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Nécessité d’adapter notre outil de raffinage européenau nouvel environnement

Contrôler les besoins en capitaux

Préparer le Raffinage au Peak-Oil

Limiter l’exposition à une dégradation des marges de raffinage

du brent

des marges de raffinage pour les raffineries les moins

convertissantes

des excédents essence en Europe et réduction des

imports US

du marché du FOD

coût du CO2 à partir de 2013

des déficits diesel en Europe

coût de l’énergie

Adapter l’outil à la demande future

Améliorer les performances

énergétiques et CO2

Améliorer le taux de conversion

Adapter la capacité deraffinage à la demande

Cession des actifs lesmoins rentables

Partenariat avecun NOC

Concentrer les investissements sur les sites prometteurs

Maîtriser le BFR

Environnement Objectifs Scénarii étudiés

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Des programmes de performance qui représentent 1,2 G€ d’ici 2012

0

200

400

600

800

1 000

1 200

2007 2008 2009 2010 2011 2012

DELTAMaîtrise des

coûts de maintenance

AMBITIONAmélioration des

performances180 actions

EUROSTAR(y/c Copernic)Programme performance

Européen

KISRéorganisation

Marketing Allemagne

PEAKERéorganisation

Marketing Royaume-Unis

SpécialitésRéorganisation

Lubrifiants & GPL

RAFFINAGE830 M€ à fin 2012

MARKETING390 M€ à fin 2012

RAFFINAGE MARKETING

Dont 75 M€ dans les fonctions support

Impacts des plans de performance (M€)

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Être présent dans les zones de croissance dans un environnement de plus en plus contraignant

Risque politique

Contraintes réglementaires

Incertitudes du cadre fiscal ou contractuel

Insécurité

Problématique de pouvoir d’achat

Recherche de partenaires producteurs

Recherche de fournisseurs globaux

Asie25,1 Mb/j

+2,6%Chine

7,6 Mb/j+4,6%

Inde2,8 Mb/j+2,8%

Moyen-Orient6,6 Mb/j+3,8%

Afrique3,1 Mb/j+2,1%

AmériqueLatine

5,6 Mb/j+1,4%

Demande2007(Mb/j)

CroissanceAnnuelle2007-2010

Risque PaysRating COFACE 2007

+

- Nouvelles Implantations R&M depuis 2005

Indonésie

Russie

Canada

Caraïbes

AlgérieIran

Jordanie

FidjiTongaSamoa

Arabie Saoudite

Australie

Demande en 2007 pour les pays en développement