Prix du pétrole

Une explosion des surprofits

Publié le : 13/12/2005 

Le cas du groupe Total est révélateur de la situation des acteurs du secteur pétrolier.

 
SOMMAIRE

I - 2004-2005 : les groupes pétroliers constituent des profits exceptionnels

Au cours de la période 2000-2004 les bénéfices des groupes pétroliers ont connu l'évolution suivante :

-Baisse significative entre 2000 et 2002

-Très forte croissance entre 2002 et 2005 qui surpasse largement la baisse initiale

Jusqu'en 2004, Total était la compagnie pour laquelle les bénéfices nets ont connu l'évolution la moins prononcée. En fait ce groupe avait déjà un taux de marge plus élevé que ses concurrents directs (BP et Shell notamment). Ces derniers ont vu leurs profits croître de façon plus importante en 2003 et 2004 par un simple phénomène de rattrapage. L'année 2005 marque une augmentation très spectaculaire des bénéfices de Total. Cumulé sur les 9 premiers mois de 2005, le résultat net part du groupe est de 9,9 milliards d'euros contre 7,1 milliards d'euros pour les 9 premiers mois de 2004. Depuis un an, les bénéfices de Total ont donc connu une hausse de 39 %.

Pour l'année 2005 le résultat net de Total va dépasser les 13 milliards d'euros ce qui est absolument exceptionnel.

Evolution des bénéfices nets (Milliards de dollars) :

2000

2001

2002

2003

2004

évolution 2000-2004

BP

10 120

6 556

6 795

10 482

15 731

11,7%

Total (M euro)

8 035

7 564

6 638

7 705

8 886

2,5%

Exxon Mobil

17 720

15 320

11 460

21 510

25 330

9,3%

Chevron Texaco

7 727

3 288

1 132

7 230

13 328

14,6%

Royal Dutch Shell

12 813

10 301

9 656

12 313

18 183

9,1%

Source : d'après groupes

II - La chaîne de valeur de l'industrie pétrolière

La chaîne de valeur de l'industrie pétrolière est composée de 4 maillons :

- L'exploration et la mise en production des gisements (exploration-production)

- Le transport du pétrole brut vers les raffineries

- Le raffinage

- La distribution vers les consommateurs

L'exploration-production et le transport font partie du secteur amont dans lequel on trouve également les activités Gaz et Electricité. Les activités Gaz et Électricité englobent le marketing et le trading de gaz naturel, de gaz naturel liquéfié (GNL) et d'électricité, le négoce de gaz de pétrole liquéfié (GPL), le transport et le stockage du gaz naturel, ainsi que la regazéification de GNL. Elles recouvrent également la génération d'électricité à partir de centrales à gaz à cycle combiné ou d'énergies renouvelables ainsi que la production et la vente de charbon.

Le raffinage et la distribution du pétrole forment le secteur aval.

La chaîne de valeur de l'industrie pétrolière

Image

Les compagnies pétrolières distinguent dans leur activité un troisième secteur : la chimie. Souvent, cette activité est nettement moins profitable que les secteurs amont et aval de l'industrie pétrolière.

III - La structure des prix des produits pétroliers

Le coût technique de production comprend les dépenses d'exploration, de développement, d'exploitation, les coûts de financement des investissements, de transport, de raffinage, de stockage et de distribution. Les dépenses liées à l'exploration et au développement représentent environ 50% des coûts de production et peuvent être considérés comme des coûts fixes, contrairement aux coûts d'exploitation.

Les coûts d'exploitation comprennent les coûts d'extraction et d'évacuation du brut. Les coûts d'investissement sont constitués de frais financiers sur les emprunts nécessaires au financement des investissements.

Actuellement le coût technique varie de 0,4 à 15 $ par baril, les plus faibles se situent dans les pays du golfe (0,4 à 4$/baril) et les plus élevés en Europe (6,7 à 15$/baril) et aux USA (3,2 à 15$/baril). Il est d'environ 6$/baril dans les autres pays producteurs non-OPEP.

Les zones de consommation étant éloignées des zones de production, le pétrole brut doit être transporté souvent sur une longue distance. Le coût de transport varie de l à 3$/baril.

Les coûts de raffinage sont faibles mais appelés à croître à cause du renforcement des normes d'émissions polluantes. Le coût moyen de raffinage est estimé à 4$/baril. Les coûts de stockage et de distribution sont d'environ 4,8$/baril.

En résumé, on voit que le coût de production varie de 11 à 27$ le baril suivant l'origine du pétrole

Le coût technique de production

Image

Source : Ecovox.

IV - L'évolution des bénéfices du secteur amont Exploration-production

Le secteur amont est la principale source de profits des groupes pétroliers. En 2004, il représentait 75 % du bénéfice de Total ou de BP et 65 % du résultat de Royal Dutch Shell.

Evolution des bénéfices dans le secteur amont, résultat opérationnel (millions dollars)

2002

2003

2004

Evolution 2002 - 2004

BP

9 006

13 756

18 378

+104%

Total (M euro)

9 309

10 476

12 820

+38%

Royal Dutch Shell

13 292

16 825

20 824

+57%

En 2004, la marge nette par baril dans le secteur amont s'est élevée à près de 10$

(cf. graphique ci-dessous), soit le niveau le plus élevé au cours des 5 dernières années. Le groupe Total a connu une hausse importante de cette marge amont bien que, jusqu'en 2004, cette tendance soit moins marquée que celle de ses concurrents.

L'évolution de la marge nette dans le secteur amont (en dollar par baril) :

Image

V - L'évolution des bénéfices du secteur aval Raffinage-distribution

La marge du secteur aval représente des montants moins importants que la marge amont. Cependant, il apparaît que cette marge est très dynamique depuis quelques années. Sur ce plan, le groupe Total connaît une hausse nettement supérieure à celle de ses concurrents.

Evolution des bénéfices dans le secteur aval, résultat opérationnel (millions dollars)

2002

2003

2004

Evolution 2002 - 2004

BP

1 969

2 483

6 084

+209%

Total (M euro)

609

1 970

3 217

+428%

Royal Dutch Shell

3 563

4 085

8 901

+150%

L'évolution spectaculaire des bénéfices du secteur aval s'explique essentiellement par la hausse des marges sur raffinage (1). Le tableau suivant expose l'évolution des marges réalisées par les groupes sur le pétrole Brent (approvisionnement en mer du nord). Alors que cette marge est en moyenne de 2,45 dollars/baril sur la période 1995-2003, elle atteint 6 dollars/baril en 2005 soit une augmentation de 145 %.

Les autres approvisionnements présentent des évolutions analogues pour les marges de raffinage (2).

Brent

Marge brute raffinageen dollar par baril

1995

2,02

1996

2,67

1997

2,58

1998

2,49

1999

1,61

2000

3,55

2001

2,48

2002

1,44

2003

3,17

Moyenne 1995-2003

2,45

2004

4,91

2005

6,03 (*)

Source : DIREM. (*) sur les 11 premiers mois

VI - Les profits des pétroliers sont indexés sur le cours du baril

Le tableau suivant démontre que le taux de marge des groupes pétroliers reste globalement stable sur une base de 7-8 %. La hausse des profits des entreprises ne traduit donc pas un accroissement de la productivité de l'activité mais simplement la répercussion de la hausse du cours du pétrole brut sur les niveaux de bénéfices.

Evolution des taux de marge. Résultats net/chiffre d'affaires

2000

2001

2002

2003

2004

BP

6,3%

3,7%

3,8%

4,4%

5,3%

Total

7,0%

7,2%

6,5%

7,4%

7,2%

Exxon Mobil

7,8%

7,3%

5,7%

9,1%

8,7%

Chevron Texaco

7,6%

3,1%

1,1%

6,0%

8,8%

Royal Dutch Shell

9,4%

8,4%

5,9%

6,2%

6,9%

Le graphique suivant confirme cette hypothèse : l'évolution du résultat net des majors coïncide avec l'évolution du cours du baril brent.

Corrélation entre résultat net et prix du brent (base 100 en 2000)

Image

Le graphique ci-dessous affine encore la mise en évidence d'un alignement des profits sur le cours du baril. Il apparaît que le montant de la marge brute sur le raffinage évolue de la même façon que le prix du baril brent.

Marges brutes de raffinage sur brent

Image

En conclusion, les groupes pétroliers n'ont pas accru leurs profits en augmentant leur taux de marge. En fait, ils ont seulement maintenu ce taux de marge mais en l'exerçant sur la base d'un cours du baril qui s'est démultiplié. Mécaniquement, le volume des profits a pu croître de façon spectaculaire.

VII - L'estimation du niveau de rente de Total

- Comment peut-on définir un niveau « normal » de profit ?

La Roace (Return on average capital employed), ou le retour sur capitaux employés, est l'instrument de référence utilisé par les pétroliers pour juger du niveau de leur rentabilité. Le niveau moyen de référence de cette rentabilité est de 15% pour la profession, comme en atteste le graphique ci-dessous.

La Roace des compagnies pétrolières mondiales entre 1997 et 2002 :

Image

Source :Valuation of International Oil Companies -The RoACE Era 1 by Petter Osmundsen(*), Frank Asche(*) and Klaus Mohn(**)

(*) Stavanger University College

(**) Statoil ASA

Ce niveau de référence est d'ailleurs attesté par le groupe Total lui-même, comme le montre la copie du transparent ci-dessous, issu de la communication financière du groupe. En environnement de référence, avec un Baril à 25$, le groupe estime à 15 % sa rentabilité souhaitable pour les activités aval. Il fixait d'ailleurs cet objectif de 15 % pour les années 2007-2009.

Pour Total la Roace de référence est de 15 % en activité aval :

Image

- L'évaluation des surprofits de Total

Dans ce contexte, il est possible d'estimer le niveau de rente, ou de surprofit, lié au contexte du marché pétrolier à la différence entre la rentabilité réellement obtenue et la rentabilité telle qu'elle aurait été obtenue dans un contexte normal (15%). Les tableaux de la page suivante comparent donc les niveaux réels de Roace pour 2003 et 2004 et estimé pour 2005 et les profits obtenus par le groupe par rapport à la rentabilité de référence. Le résultat opérationnel net 2005 est calculé en projetant les résultats des 9 premiers mois.

Pour l'activité amont, il apparaît que le groupe réalisait déjà des surprofits en 2003 (2,1 milliards d'euros). Ce constat, valable pour tous les groupes pétroliers, s'explique par le caractère très faiblement concurrentiel de l'activité amont. On constate ensuite que ces surprofits ont connu une forte croissance, en 2004, et surtout en 2005, pour atteindre plus de 5 milliards d'euros.

Pour l'activité aval, le groupe partait d'un surprofit nul en 2003 pour atteindre un niveau de surprofit important en 2005 (1,9 milliard d'euros). Le fait très spécifique de ces deux dernières années est donc l'apparition de surprofits dans le domaine aval qui est théoriquement plus concurrentiel que le secteur amont.

Par rapport à la valeur de référence, les surprofits obtenus par Total peuvent s'évaluer à 7,1 milliards d'euros en 2005 et à 4,2 milliards d'euros en 2004. Le Groupe Total a donc réalisé des surprofits d'une ampleur exceptionnelle en 2004 et 2005.

Il faut aussi noter que le niveau moyen de capitaux employés tend à légèrement baisser entre 2003 et 2005. En d'autres termes, le groupe Total n'a pas vu accroître son besoin en capitaux pour financer ses investissements (3). L'argument déployé par les pétroliers, selon lequel les profits d'aujourd'hui sont les investissements pour la sécurité énergétique de demain, est invalidé par ce constat factuel.

Evaluations des surprofits de Total. Activité amont : exploration-production (en milliards d'euros)

2003

2004

2005(*)

Niveau de rentabilité de référence

15 %

15 %

15 %

Résultat d'exploitation

5,1

5,8

7,7

Capitaux employés

17,6

16,6

16,6

Rentabilité réelle

29 %

35 %

46 %

Profits « normaux »

2,6

2,5

2,5

Surprofits

2,5

3,3

5,2

(*) projection sur les 9 premiers mois

Evaluations des surprofits de Total. Activité aval : raffinage-transport

2003

2004

2005 (*)

Niveau de rentabilité de référence

15 %

15 %

15 %

Résultat d'exploitation

1,4

2,3

3,3

Capitaux employés

9,6

9,3

9,3

Rentabilité réelle

15 %

25 %

35 %

Profits « normaux »

1,4

1,4

1,4

Surprofits

0,0

0,9

1,9

Surprofits totaux du groupe Total (en milliards d'euros) (4)

2,5

4,2

7,1

(*) projection sur les 9 premiers mois

VIII - Conclusion : les profits des pétroliers devraient êtres indexés sur les coûts de production

L'UFC-Que Choisir constate que le modèle économique de l'activité pétrolière est défavorable aux intérêts du consommateur. Les pétroliers ont décidé d'indexer leur niveau de profit sur le prix du baril ce qui, dans une perspective de croissance à long terme du prix du pétrole, va entraîner mécaniquement la constitution d'une rente exceptionnelle.

L'UFC-Que Choisir considère que le niveau de profit devrait correspondre aux coûts techniques supportés par les entreprises du secteur (ce qui inclut le financement des investissements). Un groupe pétrolier devrait définir un niveau de profit suffisant pour assurer son avenir et le faire varier en fonction de l'évolution de ses investissements et de ses coûts d'exploitation.

L'UFC-Que Choisir considère que la constitution de cette rente pétrolière est largement facilitée par la très faible concurrence du secteur. Le groupe Total, qui approvisionne la majeure part des consommateurs français, dispose d'un pouvoir de marché qui lui permet d'accroître ses marges de raffinage sans craindre la pression concurrentielle. Dans ce contexte, il est justifié que les pouvoirs publics interviennent pour prendre des mesures correctrices.

L'industrie pétrolière en France

Les positions en présence

Avec une consommation corrigée du climat de 92,8 millions de tonnes équivalent pétrole en 2003, le pétrole représente 33,8 % de l'énergie primaire consommée en France. La quasi-totalité (90,4 %) du pétrole brut consommé en France est importée de Mer du Nord (30,6 %), du Moyen Orient (24,2 %) et d'Afrique (21,7 %). La production nationale de pétrole (1,4 million de tonnes) est concentrée dans les bassins parisiens (54 %) et aquitain (45 %).

Il existe 13 raffineries en métropole dont la production a permis de couvrir 91 % des besoins en produits pétroliers en 2003. Avec près de 50 millions de tonnes de brut raffinées, Total représente près de 60% de la production nationale. Avec 17 et 18%, Shell et Esso pèsent d'un poids relativement comparable. BP ferme la marche avec, en 2004, environ 8% du marché.

L'opportunité de taxer les autres compagnies pétrolières

Logiquement, la taxe sur les profits pétroliers devrait porter sur l'ensemble des activités de raffinage et de distribution en France. Cependant, il apparaît que les groupes étrangers rapatrient leurs profits au sein de la maison mère. Par conséquent, les bénéfices déclarés par leurs filiales françaises sont dérisoires au regard des masses financières du secteur (cf. tableau suivant).

Dans ces conditions, une taxation des autres opérateurs pétroliers installés en France ne serait pas opérationnelle.

Résultats des principales compagnies pétrolières en France (Résultat net part du groupe, millions d'euros) :

2004

2003

BP

80

81

Shell

n.d

38

Esso

179

n.d

Source : comptes des groupes.

(1) En effet les marges sur le transport-distribution sont particulièrement faibles en France du fait de la concurrence de la grande distribution sur ce segment d'activité.

(2) La marge sur approvisionnement LLS est de 2,88 dollars/baril en 2004 contre 1,13 en 2003 et 1,29 en 2000. La marge sur approvisionnement Dubaï est de 2,54 dollars/baril en 2004 contre 0,81 en 2003 et 0,89 en 2000. Se référer au Panorama 2005 de l'Institut français du pétrole pour plus d'informations sur ce sujet.

(3) Dans son rapport financier, le groupe Total annonce une hausse de 33 % des investissements entre 2004 et 2003 (passant de 5,6 à 7,4 milliards d'euros). Mais cette hausse ne traduit pas un besoin en capitaux supplémentaires qui nécessiterait une augmentation des profits. En effet, malgré la hausse de l'investissement, les capitaux mobilisés stagnent, ce qui peut notamment s'expliquer par un moindre besoin en fonds de roulement.

(4) Pour 2005: Il est à noter que si l'on somme les « surprofits » et les « profits normaux » de Total pour l'année 2005 on obtient 11 milliards d'euros, ce qui représentera le résultat net hors éléments non récurrents. Pour évaluer de façon rigoureuse la chaîne de valeur du groupe et le montant du surprofit, il était nécessaire de retenir le résultat hors éléments exceptionnels. Cependant, toujours pour l'année 2005, les profits effectifs du groupe Total (mesurés par le résultat net part du groupe) seront d'environ 13 milliards d'euros. Il est évident que la taxation exceptionnelle sera effectuée sur le fondement des profits effectifs.