les clés de notre rentabilité
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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
0
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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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
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