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Comparaison des performances desfirmes de l'amont pétrolier en Amériquelatine

Nadine BRET-ROUZAUT, Maxime SCHENCKERY, Luis TAPIA

Décembre 2003

IFE-final.doc3

TABLE DES MATIÈRES

Résumé..........................................................................................................................5PARTIE 1 : Comparaison des performances1. Le débat sur la performance des entreprises et implications sur laconception des études empiriques.............................................................................7

1.1. Les prémisses du débat : information imparfaite, coût de transaction, rationalitélimitée, profit discrétionnaire et théorie de l'agence ....................................................71.2. Délimitation de notre étude ..................................................................................91.3. Caractérisation de l'objet d'analyse : l'amont (exploration-production) pétroliersud américain..............................................................................................................91.4. Problématique de l'étude ...................................................................................11

2. Méthodologie : compléter les données techniques et financières par l'avisd'experts......................................................................................................................12

2.1. Les sources de données quantitatives : les rapports annuels............................122.2. L'avis des acteurs du terrain ..............................................................................13

3. L'analyse des rapports annuels .........................................................................143.1. Des réserves très longues pour les compagnies publiques ...............................143.2. Les compagnies nationales disposent d'un avantage coût ................................153.3. Le paradoxe des performances financières de l'amont......................................183.4. Les entreprises pétrolières nationales sont moins performantes que lescompagnies privées ..................................................................................................22

4. Comment et où se matérialise une moindre performance...............................244.1. Une explication par le management de l'entreprise ...........................................244.2. Discussion des leviers de management.............................................................254.3. Les données qualitatives illustrent une efficacité moindre des entreprisespubliques...................................................................................................................27

5. La moindre performance des entreprises publiques nécessite-t-elle unerestructuration ? .........................................................................................................29

5.1. Le degré de privatisation et la performance .......................................................295.2. Faut-il privatiser l'amont pétrolier sud-américain ?.............................................305.3. Quel mode d'organisation est le plus performant ? ............................................31

6. Bibliographie........................................................................................................33PARTIE 2 : Monographies7. Monographie de PEMEX, PDVSA, ECOPETROL et PETROBRAS ...................35

7.1. PDVSA...............................................................................................................377.2. PEMEX ..............................................................................................................447.3. PETROBRAS.....................................................................................................537.4. ECOPETROL.....................................................................................................59

8. ANNEXE : Analyse des compagnies en fonction de leur degré d'ouverture..658.1 Comparaison par montant des Réserves ............................................................698.1. Comparaison par niveau de Production.............................................................708.2. Comparaison par ratio Réserves / Production ...................................................718.3. Comparaison par Taux de renouvellement des réserves...................................728.4. Comparaison par Coût techniques.....................................................................73

IFE-final.doc4

8.5. Comparaison par montant d'investissements en exploration production(moyenne sur 5 ans) .................................................................................................748.6. Comparaison par Investissements exploration production / production annuelleen bep .......................................................................................................................758.7. Comparaison par Cash-Flows futurs..................................................................768.8. Comparaison par chiffre d'affaires .....................................................................778.9. Comparaison par résultat net.............................................................................788.10. Comparaison par Résultat net / Chiffre d'affaires ...........................................798.11. Comparaison par Résultat net / production annuelle en bep..........................808.12. Comparaison par Effectifs ..............................................................................818.13. Comparaison par Chiffre d'affaires / Employé ................................................828.14. Comparaison par Production (bep/j) /Employé...............................................838.15. Comparaison par niveau de risque financier ..................................................84

9. ANNEXE : Définitions..........................................................................................85

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Résumé

Cette étude porte sur la comparaison des performances des compagnies pétrolièresagissant dans le secteur de l'exploration-production en Amérique latine.

Depuis la privatisation de BP dans les années 80, l'industrie a vu un grand nombre degrandes entreprises pétrolières nationales abandonner leur statut d'entreprise publique.Dans le contexte de la mondialisation de l'économie et d'une libéralisation desmarchés, la question demeurait de savoir si les entreprises contrôlées par l'état étaientplus ou moins efficaces que les entreprises appartenant à des actionnaires privés dansle contexte pétrolier.

Cette étude constitue la première étape d'une étude plus globale sur lesrestructurations des compagnies pétrolières nationales. L'idée de départ était devérifier (ou invalider) l'idée consensuelle selon laquelle les compagnies pétrolièrespubliques sont moins performantes que les compagnies pétrolières à capitaux privés(d'où la nécessité pour elles de se restructurer).

Une compagnie pétrolière étant en général intégrée, une comparaison globale risquaitde ne pas être pertinente : nous avons donc centré notre étude sur un maillon de cettechaîne, à savoir l'exploration-production, qui représente pour une compagnie, lesecteur dans lequel elle réalise la majeure partie de ses investissements mais aussi deses résultats.

La zone Amérique latine a été choisie car on peut y trouver une variété de compagniesnationales (totalement publiques ou très largement ouvertes aux investisseursétrangers) ainsi que des compagnies internationales ce qui permet d'avoir unéchantillon représentatif pour tenter une comparaison.

Notre étude s'appuie sur des données qui sont la plupart du temps partielles. Notretravail de recherche a permis de mettre en place une base de données cohérentes etpertinentes sur les entreprises nationales d'Amérique latine. En effet les méthodes decomptabilisation utilisées dans les rapports annuels ne suivent pas toutes lesstandards internationaux ce qui entraîne des approximations dans les données brutesdes rapports annuels. Le lecteur gardera à l'esprit que les données quantitativesprésentées sont fiables pour établir une tendance mais matière à révision périodiquede la part des compagnies.

Dans la partie 1, nous présentons les principales conclusions de l'étude sur laperformance comparée des entreprises privées et des entreprises publiques.

Le premier enseignement est l'existence d'un avantage comparatif pour les entreprisespubliques se matérialisant par des coûts techniques par baril inférieurs à ceux reportéspar les entreprises privées.

IFE-final.doc6

Le deuxième enseignement est que, malgré cet avantage coût, les entreprisespubliques sont moins rentables que les entreprises privées. Le résultat opérationnelpar baril est constamment inférieur sur la période considérée à celui obtenu par lesentreprises privées.

Le troisième enseignement est que cet apparent paradoxe s'explique a priori parl'existence d'une certaine inefficacité organisationnelle et par la poursuite d'objectifsnon-financiers voire d'ordre macro-économique. Les compagnies pétrolières nationalesjouent le rôle d'instrument de politique économique en terme d'emploi, dedéveloppement régional ou de construction d'infrastructure ce qui ne facilite pas lamise en œuvre d'une organisation et d'un management optimisant la rentabilitéfinancière de l'entreprise. Ces conclusions issues de notre étude des rapports annuelsnous ont été confirmées par l'opinion de managers possédant une bonneconnaissance du terrain.

Cette étude nous aura permis de valider l'opinion suivant laquelle les entreprisesprivées internationales sont plus efficaces que les entreprises publiques d'un point devue micro-économique. Munis de cette constatation, nous discutons de pistesd'approfondissement sur le choix des modèles de privatisation des entreprises dans lecontexte de pays en voie de développement et les modèles d'organisation descompagnies pétrolières.

Dans la partie 2, nous présentons de brèves monographies des principales entreprisesde l'exploration-production en Amérique latine. Ces monographies nous permettent dereplacer les compagnies dans leur environnement complexe.

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1. Le débat sur la performance des entreprises etimplications sur la conception des études empiriques

Avant de nous concentrer sur le sujet de la performance des firmes pétrolières enAmérique latine, il nous a semblé bon de rapidement brosser les grands paramètres dudébat sur les facteurs explicatifs d'une différence de performance entre les firmes telsque nous les livre la littérature économique.

1.1. Les prémisses du débat : information imparfaite, coût detransaction, rationalité limitée, profit discrétionnaire et théoriede l'agence

Les études sur la performance des entreprises posent le problème de l'existence d'unsystème d'allocation optimale des ressources. En effet, deux modes de coordinationdes activités productives sont possibles : une coordination par le marché et unecoordination par un entrepreneur.

Dans le modèle de référence de la théorie économique, le modèle de concurrence pureet parfaite, ce dilemme est résolu par l'hypothèse d'information parfaite. En effet, sitous les acteurs de la vie économique peuvent disposer de toute l'information alors lasolution optimale d'allocation des ressources peut être calculée mathématiquement1. De même, si chaque individu est doté d'une connaissance parfaite de la situation,toutes les activités de contrôle de production sont inutiles2.

Dans le monde réel, la question fondamentale n'est pas celle de l'allocation optimaledes ressources mais celle de la connaissance des éléments permettant de prendre desdécisions : les agents ne possèdent qu'une information imparfaite sur les possibilitésd'échange et sur les motivations de chacun (préférences). Dans une formulation plusréaliste, la firme devient alors un outil de coordination des ressources dans uneéconomie de marché. Le (les) dirigeant(s) de l'entreprise se substitue(nt) au marchépour allouer les ressources à la place d'un système de prix qui est trop coûteuxd'utilisation (coût de transaction)3.

La problématique devient donc en terme de performance pour les entreprises : quellesincitations vont permettre aux dirigeants de prendre les meilleures décisions pour leurentreprise et pour le bien-être de la société ?

Dans le cas de l'entreprise de grande taille, ce débat se complique d'une nouvelledimension. En effet, le concept de "rationalité limitée"4 introduit l'existence d'uneinefficacité naturelle des organisations de trop grande taille dépassant ainsi les 1 "Si on possède toute l'information nécessaire, si on raisonne à partir d'un système donné de

préférences, si on connaît l'ensemble des moyens techniques disponibles, ce qui reste à résoudren'est qu'un problème de pure logique" F. Hayek, The Use of Knowledge in Society", AER, sept 1945

2 F. Knight "New Frontiers in Economic Thought, Immutable Laws of Economics, its Reality andLimitations", AER mai 1946

3 R. Coase, "The Nature of the Firm" Economica, nov 19374 H.A. Simon, Models of Man, N.Y., 1957

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capacités humaines de gestion. Il pose aussi le problème des objectifs poursuivis parla firme et ses agents : il existe des stratégies opportunistes cherchant à maximiserl'intérêt individuel de l'agent et non du propriétaire de l'entreprise. Ainsi il apparaît quel'équipe dirigeante pourra poursuivre des buts différents de ceux de la maximisation duprofit de l'entreprise.

Dans le cas particulier qui nous intéresse, les entreprises ont une structure où lapropriété est dissociée de la gestion de l'entreprise. Ce courant est présenté par lathéorie de l'agence où l'entreprise devient un nœud de contrats entre partenairesnégociant la valeur d'utilisation des droits de propriété5. La transférabilité des droits depropriété devient le mécanisme d'amélioration de l'efficience économique par la volontédes agents de les valoriser au mieux. Si ce mécanisme n'existe pas (cas desentreprises publiques) alors l'entreprise adoptera des objectifs autres que lamaximisation du profit. Les entreprises publiques devraient donc présenter au niveauglobal une performance financière moindre que les entreprises à capitaux privés. Lesentreprises publiques vont poursuivre aussi des objectifs de maximisation du bien-êtrecollectif.

En poursuivant cette analyse, l'absence d'incitation des dirigeants à la recherched'efficacité économique et un contrôle moindre du propriétaire (ici l'Etat) va voirl'émergence de comportement opportuniste (free rider) des dirigeants et despersonnels des entreprises considérées6. Ce risque d'"aléa moral" induit ainsi uneinefficacité opérationnelle qui devrait se traduire dans la comparaison entre lesentreprises privées et les entreprises publiques par une productivité moindre sur unindicateur de type chiffre d'affaires par employé.

La relation entre les propriétaires (actionnaires) et les dirigeants de l'entreprise vadéterminer la recherche d'efficience optimale7. Ainsi, pour toutes les entreprises degrandes tailles et dotées d'une séparation entre propriété et management, lesdirigeants vont poursuivre d'autres objectifs8 que la rentabilité. Cette thèse a largementété critiquée dans le cadre d'une entreprise privée cotée en bourse du fait del'existence de contre-pouvoirs au niveau des actionnaires, de l'existence desmécanismes concurrentiels9 limitant le pouvoir discrétionnaire des dirigeants etd'incitations liant la performance de management avec la rémunération des dirigeants.Cette hypothèse mérite d'être examinée dans le cas d'une entreprise dont l'actionnaireest l'Etat.

Cependant les études empiriques de performance entre entreprise privée et entreprisepublique, si elles visent à établir l'existence d'inefficacité au sein d'une organisation, 5 M. Jensen, W. Meckling, "Agency Costs and the Theory of the Firm" Journal of Financial Economics,

19766 O.E. Williamson, The Economics of Discretionary Behavior : Managerial Perspectives in a Theory of

the Firm", Prentice Hall, 19647 A. Berle et G. Means, "The Modern Corporation and Private Property" 19328 Modèle de W.J. Baumol cité dans M. Glais "Les stratégies concurrentielles des firmes", Litec, 19929 H. Manne, "Merger and the Market for Corporate Control", Journal of Political Economy, 1964

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doivent chercher à isoler les déterminants de la performance des firmes comme leurstratégie et l'existence de pouvoir de marché. La conception de l'étude empirique etparticulièrement la délimitation de l'objet d'analyse deviennent fondamentales pourobtenir des résultats intéressants.

1.2. Délimitation de notre étude

Comme nous l'avons vu précédemment, les problématiques théoriques sous-jacentesaux études comparatives de la performance des entreprises publiques et desentreprises privées recouvrent deux domaines distincts de la littérature économique :celui de la gestion des imperfections du marché et de l'existence de pouvoir de marché(information imparfaite, concurrence imparfaite et coûts de transaction) et celui desobjectifs du management dans le cas où propriété et management ne sont pas le faitd'une même entité (théorie de l'agence et "corporate governance").

Notre étude en se concentrant sur un seul secteur, l'amont pétrolier (exploration etproduction) et sur une seule zone géographique (Amérique latine) permet d'atténuer(dans la mesure du possible) les impacts des stratégies poursuivies par les firmes.Cette volonté nous permet d'obtenir des résultats cohérents et d'approfondir un seulfacteur explicatif des différentiels éventuels de performance10. Notre objet n'est pas decomparer les stratégies des entreprises pétrolières mais bien d'identifier la structureéconomique la plus performante entre entreprise publique et entreprise privée.

Ainsi en ne traitant qu'un seul secteur de la chaîne de valeur pétrolière nous éviteronsles questions d'intégration verticale et de leurs impacts sur la profitabilité des firmes11.

1.3. Caractérisation de l'objet d'analyse : l'amont (exploration-production) pétrolier sud américain

Le secteur amont pétrolier de l'Amérique latine est particulièrement propice à ce typed'étude car il est en pleine restructuration sur notre période d'analyse (1996-2000) etfait cohabiter des entreprises privées avec des entreprises mixtes et avec desentreprises publiques.

10 Voir en annexe une brève discussion des indicateurs pertinents pour l'analyse11 A ce sujet nous suggérons au lecteur désireux d'aborder les problématiques d'intégration verticale deregarder ["Oil Company Crisis, Antil N. et Arnott R. , Oxford Institute for Energy Studies, 2002] quidiscute la nature de l'intégration verticale chez les majors pétroliers et des instruments de mesure de laperformance financière. Sur les aspects plus liés à l'Amérique latine et en particulier PDVSA noussuggérons ["Why PDVSA use operational vertical integration as its market strategy?" Zaccara M. I. L.CEPMLP, 2001] qui discute de l'opportunité de l'intégration verticale pour une compagnie nationale.

IFE-final.doc10

1.3.1. Une ouverture progressive du secteur pétrolier

Le tableau suivant donne une idée du niveau d'ouverture du secteur amont enAmérique latine en fonction du degré de privatisation, de l'existence de contratsd'association avec des compagnies privées dans des régimes de concession, decontrat de partage de production ou de contrat de services :

Niveau d'ouverture des pays aux investissements privés dans l'amontPays Privatisation de la

compagnienationale

Concessions Contrats de partage deproduction et de services

Argentine Oui Oui NonBolivie Partiellement Oui OuiBrésil Partiellement Oui OuiColombie Non Non (1) OuiEquateur Non Non OuiMexique Non Non NonPérou Oui Oui NonVenezuela Non Partiellement (2) Oui

Source : adapté de “The Petroleum Sector in Latin America : Reforming the Crown’s Jewels”

Notes : (1) Des concessions existent toujours en Colombie mais elles ont été attribuées avantl'établissement du régime actuel.(2) Au Venezuela, les concessions ne sont pas attribuées pour la production de pétrole et de gazassocié mais au cours du premier round à la mi-2001, des concessions ont été attribuées pourdes gisements de gaz non associé (faible part des réserves de gaz du pays).

1.3.2. Un contexte général de libéralisation des économies

Les principaux facteurs expliquant la libéralisation en Amérique latine sont lacroissance de la demande, le besoin de financement et une tendance générale àl'ouverture des marchés encouragée par les organisations internationales comme laBanque Mondiale et le Fond Monétaire International.

La croissance rapide de la consommation d'énergie est le plus important facteur de lalibéralisation : les compagnies pétrolières nationales ne sont pas capables de suivrecette augmentation et donc les marchés se sont ouverts à d'autres investisseursétrangers. Ces investisseurs peuvent fournir une expertise internationale, des moyensfinanciers et des innovations technologiques. Ce facteur est accentué par le besoin dediversifier l'origine géographique des approvisionnements et le type de sourcesprimaires d'énergie (gaz en particulier).

Le besoin de financement pour développer les grands projets impose aux Etats, déjàlargement endettés (d'autant plus qu'ils n'ont accès qu'à des financements à coûtsfinanciers élevés), de trouver des investisseurs étrangers. Par conséquent, laprivatisation est un moyen de récupérer des moyens financiers à court terme etd'accéder à des sources de financement nouvelles.

IFE-final.doc11

Enfin la tendance générale est supportée par les gros bailleurs de fonds quiconditionnent l'octroi de nouveaux crédits à la mise en place de réformes et derestructuration des activités de l'Etat 12.

1.4. Problématique de l'étude

Maintenant que le secteur d'activité et la zone géographique ont été délimités, nouschercherons à répondre aux questions suivantes :

1-Existe-t-il des différences de coûts d'opérations entre les compagnies pétrolières(privées et publiques)?

2-Existe-t-il des différences de résultats entre les compagnies pétrolières?3-Comment peut-on expliquer les (éventuelles) différences de performance entre les

compagnies?

La réponse à ces trois questions nous permettra d'identifier les axes de réflexion àprendre en compte sur la nécessité d'une restructuration du secteur de l'exploration-production pétroliére en Amérique latine.

12 Oil and Gas in Central and Southern America, Harald Thaler, The Petroleum Economist, 2000

IFE-final.doc12

2. Méthodologie : compléter les données techniques etfinancières par l'avis d'experts

2.1. Les sources de données quantitatives : les rapports annuels

Cette étude a été réalisée à partir des rapports annuels des compagnies pétrolières dela zone choisie, qu'elles soient nationales ou privées. Or, les compagnies pétrolières, sielles ne sont pas cotées sur une place boursière (en général américaine), ne sont passoumises à des obligations en matière de transmission d'information. Dans ce cas,ayant la liberté dans le choix des données qu'elles rendent publiques et dans lamanière dont elles le font, il est difficile, d'une part, d'avoir accès à des donnéesrespectant des définitions et des règles bien précises et, d'autre part, à des donnéescomparables que ce soit d'une année sur l'autre ou d'une compagnie à une autre.

“Literature on National Oil Companies is limited, their importance notwithstanding, andorganized, comprehensive data is virtually non-existing” Charles McPherson, WorldBank Group.

Mais ne disposant pas d'autres sources d'information (sinon de manière aléatoire etdisparate), nous avons alimenté notre base de données avec les chiffres donnés dansces rapports annuels, entre les années 1996 et 2000, en prenant la liberté de modifierune donnée que dans le cas où nous savions pertinemment qu'elle était fausse (cas dumontant des réserves pour Pemex, corrigé par la société elle-même ultérieurement).

Dans une première étape, de façon à pouvoir faire une comparaison, nous avonsalimenté la base de données avec le maximum d'informations fournies par les trois plusimportantes compagnies nationales d'Amérique latine : PDVSA (Venezuela), Pemex(Mexique) et Petrobras (Brésil).

Dans une deuxième étape, nous avons sélectionné les données pertinentes qui étaientprésentes sous une forme comparable dans les comptes des trois compagnies :

- montant des réserves, en distinguant le pétrole et le gaz avec le détail desvariations d'une année sur l'autre (réévaluations, modification du taux derécupération, extensions et découvertes, achats et ventes, production),

- niveau de production, pour le pétrole et le gaz,- données techniques, comme le nombre de campagnes sismiques, de forages, de

puits en production,- montant des investissements d'exploration, de développement et coûts de

production,- effectifs- chiffres clés, comme le chiffre d'affaires et le résultat net.

Notre base de données comprend donc des données complètes pour quatrecompagnies nationales d'Amérique latine : PDVSA (Venezuela), Pemex (Mexique),

IFE-final.doc13

Petrobras (Brésil), et Ecopetrol (Colombie) et des données très partiellesPetroEcuador.

A partir de cette base, nous avons calculé les ratios suivants :

- ratio réserves sur production,- taux de renouvellement des réserves,- coûts techniques,- pourcentage de l'activité amont par rapport à l'activité globale (chiffre d'affaires,

résultat net, investissements).

La dernière partie de l'étude chiffrée a consisté à étendre ce même travail de récolte dedonnées aux compagnies internationales qui travaillent en Amérique du Sud :ExxonMobil, Total, Chevron, ENI, RepsolYPF, Conoco et Amerada Hess.

Pour la partie 1, dans un souci de cohérence des données, nous n'avons conservéque les trois entreprises nationales les plus importantes (PEMEX, PDVSA etPETROBRAS) pour l'ensemble des analyses.

L'ensemble de notre échantillon a été regroupé sous trois groupes : les Nationales, lesMajors et les Mid-sizes (ce groupe comprend les firmes pétrolières internationales quine sont pas considérée comme des Majors, ie des firmes de taille moyenne)

Nationals Majors Mid-sizesPDVSA, PEMEX,PETROBRAS

ExxonMobil, Total, etChevron

ENI, RepsolYPF, Conoco,Amerada Hess

Nous avons dû exclure BP et SHELL qui travaillent dans cette zone mais présententleurs comptes d'une manière différente. Pour les compagnies internationales, leschiffres donnés sont sur l'ensemble des zones géographiques qu'elles couvrent carnous n'avons pas pu dissocier la seule zone d'Amérique latine dans les rapportsannuels.

Pour la partie 2, nous avons incorporé EcoPétrol dans les monographies d'entreprise etcertaines données de PétroEcuador dans les annexes.

2.2. L'avis des acteurs du terrain

L'étude préliminaire nous a permis d'identifier de réels biais dans nos données(informations inexactes, méthodes de calcul différentes entre compagnies, …). Nousavons donc interviewé les directeurs opérationnels d'un opérateur pétrolier agissantdans la région pour valider l'analyse des chiffres des rapports annuels par des donnéesplus qualitatives sur la performance des entreprises pétrolières dans la zoned'Amérique latine.

IFE-final.doc14

3. L'analyse des rapports annuels

3.1. Des réserves très longues pour les compagnies publiques

Le ratio (Réserves/Production : R/P) permet d'apprécier la durée de vie attendue desréserves connues à ce jour sous hypothèse d'une production constante.

Source : A partir des rapports annuels 1996-2000

Une partie de ces réserves peut être mise en production à très court terme mais la plusgrande partie a besoin d'être développée (ce qui exige des financements importants)pour être apte à produire.

Les compagnies nationales ont une espérance longue de vie des réserves (moyennede 30 ans). Cependant si les réserves de PDVSA sont retirées de l'échantillon, cettedurée moyenne des réserves descend à 20 ans. On observe une grande stabilité duratio sur la période pour les Majors, leur portefeuille d'actifs leur permettant un lissagede ce ratio sur le long terme. Globalement les entreprises nationales sont très bienpositionnées en terme de réserves : sur le long terme les compagnies nationalespossèdent un potentiel de croissance important.

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

1996 1997 1998 1999 2000

MajorsMid-sizeNationals

IFE-final.doc15

3.2. Les compagnies nationales disposent d'un avantage coût

L'analyse de la performance économique va nous donner un aperçu des coûtsopérationnels des compagnies. Nous cherchons à déterminer l'existence d'une rentedifférentielle. Nous nous plaçons ici sous l'hypothèse que les chiffres présentés dansles rapports annuels traduisent correctement les tendances de chacune descompagnies.

3.2.1. Les coûts d'exploration et de développement

En $ par baril équivalent pétrole

Source : IFP-Centre Economie Gestion à partir des rapports annuels 1996-2000

Malgré le pic en 1999 des Majors qui trouve son origine dans les données de Chevron,ces coûts traduisent une meilleure performance des compagnies nationales sur lesMajors. Deux raisons peuvent l'expliquer : les données des Majors sont calculées surdes éventails de projets très divers, de coûts disparates ; les compagnies nationalesont la possibilité de développer uniquement les projets les plus intéressants. Parcontre, la tendance sur la période est à l'avantage des Majors (mouvementdescendant) alors que les coûts des compagnies nationales montrent un mouvementascendant. Ces tendances pourraient s'expliquer d'une part par l'accent mis par lescompagnies internationales pour réduire leurs coûts d'opérations et ceci depuisplusieurs années et d'autre part par le fait qu'après avoir produit les gisements lesmoins coûteux, les compagnies nationales doivent maintenant développer desréserves plus difficiles à produire.

-

1 , 0

2 , 0

3 , 0

4 , 0

5 , 0

6 , 0

7 , 0

8 , 0

9 , 0

1 0 , 0

1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0

M a jo r s

M id s iz e

N a t io n a ls

IFE-final.doc16

3.2.2. Les coûts de productionLes coûts de production sont calculés en dollars par baril équivalent pétrole produit.


Les coûts de production des Mid-sizes et des Majors suivent la même tendance,diminution entre 1996 et 1999 puis remontée en 2000. Par contre les compagniesnationales présentent une tendance constante à l'augmentation de leurs coûts deproduction depuis 1996. Au-delà de la discussion sur la fiabilité de ces chiffres13, l'idéequi ressort est une tendance claire à la hausse des coûts de production. Cela traduitl'obligation pour les compagnies nationales de jouer sur des terrains moins favorableset géologiquement plus complexes.

3.2.3. Les compagnies nationales disposent d'une rente différentielle

Nous avons calculé pour les trois groupes considérés ici la moyenne des coûtsopérationnels sur la période 1996-2000.

Moyennes 1996-2000 Majors Mid-sizes NationalesCoûts d'explorationdéveloppement ($/b)

4.5 7.4 2

Coût de production($/b)

3.2 4.2 3.2

Coût technique ($/b) 7.7 11.6 5.2Source : à partir des rapports annuels 1996-2000

13 Une mise aux standards internationaux du mode de calcul commence seulement à être la règle pourles entreprises publiques considérées ici à partir de 1999.

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

1996 1997 1998 1999 2000

MajorsMid-sizeNationals

IFE-final.doc17

En dépit de la remontée des coûts de production sur la fin de la période considérée, lesentreprises nationales présentent des coûts techniques inférieurs aux deux autresgroupes de compagnies considérés.

Globalement les compagnies nationales disposent d'un avantage coût sur lesentreprises privées internationales. En considérant la moyenne sur la période 1996-2000, les compagnies nationales disposent d'une rente différentielle.

Une fois établie l'existence d'un différentiel de coût entre nos trois groupes decompagnies, nous allons regarder les résultats des entreprises. En toute logique, nousdevrions retrouver cette rente dans les résultats financiers des entreprises.

ENSPM Centre Economie Gestion Avril 2003

Rentes différentielles entre les compagnies pétrolières calculées sur la période 1996-2000

Lesnationalesdisposentd’une rentedifférentielletant sur lesMid-sizesque sur lesMajors

0

2

4

6

8

10

12

14

Mid-size Majors Nationales

Coû

ts te

chni

ques

$/b

aril 11.6 $

3,9$

2,4$

Niveaux de la rentes différentiellespar baril produit

7.7$

5.3$

IFE-final.doc18

3.3. Le paradoxe des performances financières de l'amont

3.3.1. Résultat de l'exploration-production par baril produit

Le ratio utilisé ici est le résultat opérationnel du secteur exploration-production endollars par baril produit.


Le creux de 1998 s'explique par la chute des prix du brut cette année-là et la remontéepar la hausse du prix du brut. La forme de la courbe et les différentiels entrecompagnies nationales et Majors restent les mêmes. Les Majors sont plus rentablesque les nationales. Cependant on peut observer que les Mid-sizes ont récupéré plusvite que les Majors, elles se situent dans la même catégorie que les Majors sur la fin dela période considérée en terme de résultat malgré des coûts techniques supérieurs.

Notre indicateur est le résultat opérationnel avant impôt, donc les règles de fiscalitésdifférentes suivant le statut des entreprises considérées qui pourraient expliquer un teldifférentiel n'impacte pas directement les tendances observées. De plus, l'amplitudedes écarts permet de confirmer l'existence d'un différentiel de rentabilité en terme derésultat.

La structure du résultat pourrait s'expliquer par l'existence d'un fort investissement surla période considérée de certains acteurs (les compagnies nationales). Pour éliminercette possibilité, nous avons regardé l'évolution des dépenses d'investissement pournos trois groupes.

-1,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

1996 1997 1998 1999 2000

Majors

Midsize

Nationals

IFE-final.doc19

3.3.2. Investissement des compagnies (CAPEX): les compagniesnationales investissent moins que les autres compagnies

Pour estimer l'investissement dans l'amont des compagnies pétrolières nous nousbasons sur les CAPEX14 (capital expenditure) par baril produit.


Les dépenses en amont des compagnies nationales sont largement inférieures àcelles des compagnies internationales. L'indicateur pour les Mid-sizes est trèsfortement impacté par les fluctuations d'investissement de REPSOL-YPF.

Le niveau de CAPEX a un impact de réduction des résultats sur le court terme maisun impact d'amélioration de la performance sur le moyen et long terme. Les niveauxobservés ici montrent que les Majors et les Mid-sizes investissent plus fortementque les compagnies nationales et présentent des résultats supérieurs par baril.Nous ne pouvons donc chercher une explication au paradoxe des résultats dans lesniveaux d'investissement. L'explication est à chercher ailleurs.

Une autre raison potentielle au différentiel de résultat pourrait être la présence d'uneffet de taille impactant le résultat. Pour éliminer cette possibilité nous avonscomparé les tailles respectives des entreprises dans le secteur amont.

14 Le CAPEX intègre l'ensemble des dépenses d'exploration et de développement d'une compagniepétrolière menant à une découverte économiquement viable.

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1996 1997 1998 1999 2000

Majors

Mid-s iz e

Nationals

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3.3.3. Critère de taille : le chiffre d'affaire de l'exploration-production

Pour faciliter les comparaisons, nous avons choisi comme indicateur de taille le chiffred'affaires en millions de dollars de l'exploration production.

En Million de dollarsSource : IFP-Centre Economie Gestion à partir des rapports annuels 1996-2000

Les fortes fluctuations de l'indicateur sont dues aux fortes fluctuations des prix du brutsur la période (chute des prix du brut en 1998). Le chiffre d'affaire amont des Majors auniveau mondial est légèrement inférieur à celui des compagnies nationales. Les Mid-sizes ont une activité deux fois moindre. S'il existait des économies en provenance dela taille des entreprises (une performance supérieure de la grande entreprise), les deuxcatégories de firmes possédant le plus gros chiffre d'affaires sur l'amont devraientaussi présenter les meilleurs résultats ou au minimum reproduire la structure de larente différentielle. Or, d'après notre analyse (cf 3.3.1 résultats) ce n'est pas le cas : lesMid-sizes et les Majors possèdent le résultat le plus élevé.

La moindre performance des compagnies pétrolières publiques nationales ne peuts'expliquer par un différentiel de taille.

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1996 1997 1998 1999 2000

Majors

Mid-size

Nationals

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Source : Rapports annuels et analyse du Centre Economie Gestion

En croisant le critère de taille et le résultat, nous observons que, malgré leur tailleinférieure, les Mid-sizes ont une meilleure performance financière. Existerait-il desdéséconomies d'échelle ? Nous pouvons répondre par la négative car les Majors sontde taille similaire aux Nationales et leurs résultats sont pourtant largement supérieurs.La taille des entreprises ne semble être pas un facteur explicatif de la différence dansles résultats d'exploration-production du moins entre les entreprises privées (Majors etMid-sizes) et entreprises publiques (Nationales).

La source de cet apparent paradoxe pourrait être l'efficacité des entreprises. Pourtester cette possibilité, nous avons calculé un indicateur de productivité par employé.

3.3.4. Productivité des compagnies : les entreprises publiques sont moinsproductives

Pour établir l'existence d'une moindre efficacité organisationnelle, nous avons calculéle chiffre d'affaires par employé. Cependant ne disposant pas de données spécifiquessur le personnel employé par l'amont des compagnies, nous avons calculé un ratioglobal : chiffre d'affaires total / nombre d'employés de la compagnie. Nous intégrons iciun biais par rapport à la structure plus ou moins intégrée de l'activité de la compagnie.Cependant pour conserver une interprétation des données significatives, nous avonsapprofondi les chiffres d'affaires en provenance de l'activité d'exploration-production.Pour les compagnies nationales, l'amont représente en moyenne 70 % du chiffred'affaires. Pour les Majors ce ratio est de l'ordre de 15-20%. L'amont est le secteur le

ENSPM CentreEconomieGestion Avril 2003

Positionnement des groupes en fonction de la taille et du résultat

Taille(C.A. amont)

Résultats par baril Elevée

Elevée

FaibleFaible

La taille et lerésultat nesemblent pasliés.

nationales

mid-sizes

majors

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plus productif de la chaîne de valeur ajoutée pétrolière. Aussi cet indicateur devraitnous donner une indication significative sur la productivité des compagniesconsidérées malgré le biais avantageant les compagnies nationales.


Malgré l'existence du biais provenant de la prise en compte d'un chiffre d'affairesglobal, ces résultats semblent suggérer que les compagnies nationales sont moinsefficaces que les Majors et les Mid-sizes.

3.4. Les entreprises pétrolières nationales sont moinsperformantes que les compagnies privées

Les compagnies nationales disposent d'un avantage coût en terme absolu : les coûtssont inférieurs à ceux des Majors et des Mid-sizes. Malgré cela les Majors et les Mid-sizes sont les plus performantes d'un point de vue résultat financier.

Les compagnies se trouvent dans une zone où elles ne semblent pas prendreavantage de leur rente différentielle.

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Ma jo rs

Mid -s iz e

Na tion a ls

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Le paradoxe "présence d'un avantage-coût et résultat moindre" peut s'expliquer pardes erreurs déclaratives dans les rapports annuels ou par l'existence d'une moindreefficacité de l'entreprise. Nous avons travaillé jusqu'ici sur l'hypothèse que les rapportsannuels reflétaient de manière correcte l'activité des entreprises considérées.

Cependant il nous a semblé nécessaire de valider ce résultat par l'opinion auprèsd'acteurs opérationnels. Nous avons donc cherché à identifier avec eux un certainnombre de domaines où les performances différeraient significativement entre lescompagnies considérées.

ENSPM CentreEconomieGestion Avril 2003

Le paradoxe des compagnies de l ’amont pétroliersen Amérique Latine

Coûtstechniques

Résultats par baril Elevée

Elevée

FaibleFaible

Sous l ’hypothèsed ’uneorganisationsimilaire, lesacteurs présententdes performancesparadoxales

Nationales

Mid-sizes

Majors

PARADOXE BAS

PERTE LOGIQUE

BENEFICE LOGIQUE

PARADOXE HAUT

IFE-final.doc24

4. Comment et où se matérialise une moindre performance

4.1. Une explication par le management de l'entreprise

Comme nous l'avons vu précédemment les données issues des rapports annuelsprésentent des problèmes de fiabilité du fait des méthodes de calcul pas toujourshomogènes et incomplètes. Ainsi pour évaluer les performances financières nousn'avons pu que nous baser sur les résultats des entreprises sans pouvoir calculer desindicateurs plus détaillés comme le retour sur capital employé. Aussi pour confirmer lesrésultats de l'analyse des rapports annuels et les approfondir nous avons souhaité lesconfirmer par une revue des résultats avec des acteurs du terrain.

Nous avons sélectionné six leviers de gestion de l'entreprise pétrolière impactantlargement l'efficacité des entreprises.

1. Gestion des risques : dans cette catégorie nous rassemblons les variables degestion du risque technique, du risque macro-économique et de la sécurité ;

2. Excellence dans la gestion de projet : sous ce facteur, nous intégrons la gestion despetits projets et la gestion des grands projets (programmes) ;

3. Accès aux technologies performantes: deux facteurs sont intéressants à regarder,la pertinence des choix technologiques effectués et l'accès aux technologies lesplus performantes ;

4. Accès au financement : nous évaluons ici la capacité de l'entreprise à trouver lesfinancements nécessaires à son développement et à ses choix stratégiques et lecoût financier associé à cet accès ;

5. Qualité des hommes : deux dimensions sont prises en compte, la dimension dequalité individuelle des ingénieurs et techniciens ainsi que la dimension collectivede gestion des ressources humaines de l'entreprise ;

6. Processus de prise de décision : nous cherchons ici à qualifier la nature plus oumoins bureaucratique de l'organisation.

De façon à s'assurer que les différences de performances observées précédemmentproviennent bien des variables organisationnelles et managériales des firmes, desacteurs de la région ont évalué la performance relative des entreprises.

A ces facteurs, il conviendrait, dans une étude plus globale, d'ajouter les contraintespolitiques et macro-économiques. Les compagnies nationales comme PEMEX ouPDVSA sont des instruments de politique économique. Ainsi PEMEX développe desinfrastructures routières, des écoles et des hôpitaux dans le cadre de ses projetspétroliers. Tant pour PEMEX que pour PDVSA la réduction du chômage fait partie deleurs objectifs. De plus ces firmes contribuent de manière conséquente (+ de 10%) aubudget de l'Etat. Nous nous limiterons dans cette étude aux leviers de management del'entreprise.

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Ainsi, ce tableau a valeur de test de validité pour confirmer les résultats précédents. Eneffet, l'échantillon interrogé est de trop petite taille pour pouvoir donner des résultatsgénéralisables.

Performancefaible

…………………………………………….. Performance"World Class"

Gestion desrisques

�techniques �macro �sécurité

Gestion deprojets

� grand �petit � �

Technologie(compétenceset accès à) �pertinence

�

� accès�

Financement(accès à )

� � �

Qualité deshommes

�collectif �

�individu�

Prise dedécisions

� � �

Compagnies nationales �Mid-sizes �Majors �Source : IFP-Centre Economie Gestion à partir d'entretiens

4.2. Discussion des leviers de management

4.2.1. Gestion des risques et gestion de projets

L'amont pétrolier est caractérisé par un portefeuille de projets indépendants de plus oumoins grande taille. Cette structure particulière de l'activité nécessite, pour êtreperformante, d'équilibrer l'organisation entre la liberté d'action des chefs de projetspermettant l'optimisation opérationnelle des ressources (au niveau de chaque projet) etla coordination globale (optimisation globale du portefeuille de projet et des ressourcesallouées à chaque projet). Cet équilibrage est particulièrement délicat dans le cas degrands projets pouvant avoir un impact important sur la performance globale del'entreprise.

Si sur les projets de petite taille, la performance est acceptable du fait d'un personnelde qualité, sur des grands projets et au niveau de la coordination globale, lescompagnies nationales ont du mal à trouver un équilibre entre efficacité de l'entrepriseet objectifs politiques/macroéconomiques. Ainsi le développement de l'emploi et des

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compétences locales est souvent source d'une efficacité moindre sur le projet maiscontribuent au bien-être collectif de la communauté nationale.

4.2.2. Le facteur technologique

Le facteur technologique se décompose en deux variables : la pertinence des choixtechnologiques et l'accès proprement dit aux technologies.

La pertinence des choix technologiques traduit la volonté du management dedévelopper des travaux techniques en adéquation avec leurs besoins stratégiques. Surce point, la confusion entre les objectifs politiques et ceux des compagnies nationalesentraîne des choix rarement pertinents d'un point de vue économique.

Par contre, sur l'accès aux plus récentes technologies, les compagnies nationales sontsur un pied d'égalité, au moins au niveau régional, avec les entreprises internationales.Elles ont des relations importantes avec les fournisseurs de services et lesdéveloppeurs de technologie.

Au-delà de la maîtrise des transferts de technologie, se pose la question de l'utilisationde méthodologies normalisées et de standards, beaucoup moins systématisée dansles entreprises nationales, d'où une perte d'efficacité du fait de la non-reproduction àl'identique et de l'inexistence de langages communs dans et entre les équipes.

4.2.3. Accès au financement

Les compagnies nationales disposent d'un accès au financement par les marchésinternationaux réduit voire inexistant. Leur principale source de financement seral'endettement et le financement interne. Le coût du capital sera celui de l'Etat dont ellesdépendent.

Si dans les pays développés, elles bénéficient de sources de financement peuonéreuses, dans le cas des pays d'Amérique latine, on observe une situation inverse.En effet les récentes crises financières ont miné la crédibilité des Etats et les tauxd'intérêt incorporent une prime de risque très importante.

Les compagnies pétrolières doivent donc principalement trouver un financementinterne pour leurs projets. Une telle politique de financement ampute d'autant lacontribution financière de la compagnie au budget de l'Etat. Cette situation réduit doncleur marge de manœuvre dans le cas de projets nécessitant des investissementslourds. Elle oblige à des arbitrages très politiques et donc difficiles à négocier dans despays où les ressources d'origine pétrolière représentent une part conséquente dubudget. Le cas de SINCOR (projet sur le pétrole extra-lourd de PDVSA au Vénézuela) estreprésentatif de cet état de fait. Il aura fallu le cautionnement de TOTAL pour permettreà ce projet de se réaliser en obtenant un financement permettant une rentabilitésuffisante.

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4.2.4. Qualité des hommes

Les compagnies nationales ont accès à des ingénieurs formés dans les mêmes écolesque ceux des compagnies internationales. Les salaires offerts sont compétitifs (parrapport au niveau de vie local) et globalement les compétences individuelles deshommes ne sont pas un facteur discriminant pour la performance.

Le facteur significatif se situe au niveau de la gestion des carrières. Sur le plantechnique, les ingénieurs des compagnies nationales, ayant rarement la possibilité detravailler à l'international, ne peuvent enrichir leur expérience au travers de projetsextrêmement variés. D'autre part, à partir d'un certain niveau de responsabilités, lesmanagers sont obligés de s' impliquer dans la vie politique de leur pays et ne peuventplus se consacrer au management de leurs équipes.

4.2.5. La structure de décision des compagnies

Les compagnies pétrolières nationales poursuivent des objectifs qui correspondent àdes objectifs de l'économie nationale dont elles dépendent. Ces objectifs ne sont pasnécessairement les plus adéquats pour maximiser l'efficacité de l'entreprise. De plus, ces compagnies étant liées au pouvoir politique de façon très étroite, lesprocessus de décision sont plus longs. La moindre performance sur des facteurs clé decompétitivité se retrouve dans la performance globale des entreprises. Si pour les Mid-sizes et les Majors, une certaine homogénéité existe, par contre pour les compagniespubliques il semble qu'une différence significative existe entre le management desopérations et la gestion stratégique de l'entreprise.

4.3. Les données qualitatives illustrent une efficacité moindre desentreprises publiques

La discussion des leviers managériaux confirme bien l'analyse des rapports annuels :les entreprises nationales disposent de ressources humaines et technologiquessemblables à celles des compagnies internationales ; elles disposent d'un avantagegéologique mais elles pêchent dans la coordination du portefeuille de projets, la prisede décision et le contrôle de l'ensemble de l'organisation à tous les niveaux demanagement. En effet, l'allocation des ressources par une organisation soumise àl'Etat est basée sur des critères politiques et bureaucratiques qui ne sont pas les plusefficaces dans un environnement fluctuant comme l'industrie pétrolière.

Cependant, si la performance collective des organisations de structure publique estconsidérée comme mauvaise, la performance individuelle est proche du niveauinternational. Les entreprises nationales ont accès à la technologie et à des ressourceshumaines de bonne qualité. Leur performance sur la gestion des projets de petite tailleest bien meilleure que sur des projets de grande taille.

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Ainsi il s'agit bien d'une mauvaise coordination interne accompagnée d'un système nonoptimal d'allocation des ressources qui affecte la performance des entreprises. Cela setraduit par des scores très bas sur le critère de prise de décision et de gestion desgrands projets.

La lenteur des processus de prise de décision, l'excès de procédures administrativesinternes et une culture ne favorisant pas la prise de risque expliquent une réactivitémoindre.

Ces données qualitatives correspondent bien aux résultats obtenus précédemment.Ainsi les compagnies nationales sont performantes dans les aspects opérationnels.Elles sont capables d'exploiter leur situation privilégiée quant à l'accès aux ressourcespétrolières : cela se traduit par l'existence d'un avantage en terme de coûts techniques.Par contre, elles semblent moins performantes au niveau de la gestion globale del'entreprise ce qui se traduit par une moindre performance en terme financier.

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5. La moindre performance des entreprises publiquesnécessite-t-elle une restructuration ?

Cette revue des leviers d'efficacité des compagnies pétrolières doit cependant êtrerelativisée. En effet, nous ne prenons pas en compte les choix stratégiques decompagnies sur le développement de filière technologique comme l'off-shore profondou le pétrole extra-lourd. Ceux-ci par la nature même des problématiques techniques etgéologiques vont amener des structures de coûts particulières. De même, les contraintes d'ordre politique ne sont traitées que superficiellement etmérite à elles seules un travail d'analyse de grande ampleur qui dépasse largement laportée et l'ambition de cette étude.

Cependant, notre analyse apporte des réponses claires aux trois questions de notreproblématique :

1- Existe-t-il des différences de coûts d'opérations entre les compagnies pétrolières(privées et publiques) ?

Nous avons montré l'existence d'un différentiel de coût de production entre les troisgroupes observés. Les compagnies nationales disposent d'un avantage coût.

2- Existe-t-il des différences de résultats entre les compagnies pétrolières ?

La performance financière des compagnies nationales est plus faible que celle descompagnies privées internationales.

3- Comment peut-on expliquer les (éventuelles) différences de performance entre lescompagnies ?

Nous avons testé et montré que la taille et le niveau d'investissement n'expliquaientpas la différence de performance financière. Cette différence de performances'explique par une moindre productivité des compagnies nationales. Cette hypothèse aété validée par notre vérification qualitative auprès d'acteurs opérationnels.

Muni de ces constats, nous pouvons ouvrir une discussion sur les perspectives derestructuration du secteur en Amérique latine.

5.1. Le degré de privatisation et la performance

En comparant les résultats individuels des entreprises nationales d'Amérique latine, lesrésultats obtenus sont très divers : aucune corrélation claire n'apparaît entre le degréde privatisation et les indicateurs de performance que nous avons retenus. AinsiPétrobras ne présente pas une situation significativement meilleure sur la périodeobservée. La privatisation récente (1999) et partielle explique ces résultats (voir lapartie 2 sur les monographies). La période sur laquelle les données ont été collectées

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n'est pas suffisamment longue pour pouvoir établir de façon stricte si le processus deprivatisation engagé porte ses fruits. De plus, l'utilisation d'indicateurs trop agrégés nepermet pas d'isoler des tendances significatives.

5.2. Faut-il privatiser l'amont pétrolier sud-américain ?

Entre les années 30 et les années 80, la tendance dominante a été la nationalisation.La privatisation de British Petroleum en 1980 a lancé la tendance inverse qui a vu laprivatisation complète ou partielle d'un nombre croissant d'entreprises comme ENI,Petrobras, Total, Elf, sans parler des entreprises russes. La vente des compagnies nationales s'appuie d'une part, sur le passage d'uneidéologie politique privilégiant une économie centralisée à une idéologie libéraleprivilégiant le marché comme instrument de régulation des entreprises et d'autre part,sur l'idée que les compagnies privées sont plus performantes que les compagnies dontl'Etat est le propriétaire.

Un certain nombre d'études ont été faites sur ce sujet concernant un grand nombred'industries15. Leurs résultats n'étaient pas conclusifs. En effet, ces études ont portéprincipalement sur des secteurs dont les structures de marché impliquent denombreuses distorsions possibles de la concurrence. Pour dépasser cette limite, nousnous sommes intéressés à une industrie pour laquelle les distorsions de concurrencesont limitées par la coexistence de firmes à caractère public et à caractère privé. En cesens notre étude apporte une pierre à la thèse d'une efficacité plus grande desentreprises privées dans le secteur de l'exploration-production pétrolière.

Notre étude a été conduite à partir des informations données par les compagniespétrolières. Ces informations sont de fiabilité variable, sous des formes diverses d'uneannée sur l'autre et d'une compagnie à l'autre, et, de plus concernent, pour partie,l'ensemble des activités de la compagnie et non le seul secteur de l'exploration-production qui fait l'objet de cette étude. Nous avons donc travaillé sur un petitéchantillon de compagnies et de données. Une fois ces limites acceptées, nouspouvons conclure sur quelques tendances qui se dégagent pour les compagniesnationales d'Amérique latine :

- toutes les compagnies nationales auraient intérêt à adopter les règlesinternationales de comptabilité pour favoriser le contrôle et la comparaison desperformances,

- les directions des compagnies nationales étant très proches des gouvernementsen place, on ne peut que difficilement dissocier les changements qu'ellesconnaissent, des évènements subis par leurs Etats,

Notre étude confirme les résultats attendus par la théorie à savoir une performance descompagnies publiques inférieure à la performance des entreprises privées due à uneorganisation et une gestion moins efficace. 15 Grant, R.M. and Cibin, R., 1995 "Strategy and Performance Among State-owned Compagnies in the

World Oil Industry" International Journal of Global Energy Issues, Vol 7, No 1-2, pp. 70-81

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L'ensemble de ces résultats semble montrer qu'une structure soumise auxseules règles du marché serait plus efficace a priori.

Faut-il privatiser les compagnies pétrolières nationales?

Un processus de privatisation impose non seulement de maximiser l'efficacité desacteurs micro-économiques mais aussi de prendre en compte les variables macro-économiques des Etats. Ainsi si une structure de marché semble plus efficace dans lesecteur de l'amont pétrolier, il n'en reste pas moins que le processus par lequel lesentreprises vont effectuer leur passage d'un propriétaire public à un actionnariat privéreste un facteur déterminant de la réussite de l'opération en terme de rentabilité del'opération pour l'économie nationale. De plus, l'abandon des missions d'instrument dela politique économique ne fait que déplacer une charge de l'entreprise vers l'Etat. Lesgains en terme d'efficacité des compagnies doivent donc induire un retour au moinséquivalent pour l'Etat et la collectivité.

Les axes de recherche pour répondre de manière stricte à la nécessité ou non deprivatiser les compagnies nationales doivent aborder un certain nombre deproblématiques complémentaires :

1- Les entreprises nationales peuvent-elles être réformées suffisamment pour devenirefficaces ?

2- Quel modèle de privatisation maximise la rente pétrolière pour l'économienationale?

3- Un processus graduel de privatisation a-t-il plus de chance de réussir qu'unprocessus rapide de privatisation ?

4- A quelles conditions le marché peut-il devenir le gardien de l'efficacité économiquedes firmes pétrolières ?

5- Le maintien d'un pays dans l'OPEP implique un contrôle important de la productionde pétrole pour suivre les politiques de quotas. Est-ce compatible avec uneindustrie privatisée ? Comment ?

5.3. Quel mode d'organisation est le plus performant ?

La comparaison des compagnies pétrolières est particulièrement difficile dans lamesure où elle oblige à comparer des entreprises plus ou moins intégrées sur lachaîne de valeur de l'énergie. Mais elle est aussi particulièrement riche du fait de la co-existence de nombreuses formes "viables" d'organisation.

Ainsi notre étude a montré que les compagnies Mid-sizes étaient aussi voire plusperformantes que les Majors sur la période 1999-2000. Ainsi, avec des coûtstechniques supérieurs, ils obtiennent des résultats similaires (ie 3.2.3 et 3.3.1). L'étudede performance doit être approfondie en discutant les formes d'organisation les plusefficaces / performantes en fonction des conditions économiques.

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Les Majors pétroliers sont passés d'une forme d'intégration verticale opérationnelle(coordination centrale de l'ensemble des activités opérationnelles) à une formed'intégration verticale financière. Nous pouvons imaginer voir dans un contextetechnico-économique en modification, l'émergence de nouvelles formes d'organisationplus adaptées.

La question revient alors à se demander si l'intégration verticale est la forme la plusadaptée pour tous les types d'environnements économiques (forte volatilité des prix,production de gaz prédominante, utilisation intensive de technologies pour produire, …)

Les compagnies pétrolières intégrées sont-elle les plus performantes ?

Ce type d'étude pose de façon sous-jacente la discussion des raisons de l'intégrationverticale et des sources d'avantages compétitifs pour une entreprise présente surplusieurs maillons de la chaîne de valeur de l'industrie de l'énergie. Ce nouvel axe derecherche devra incorporer l'analyse des différents modes d'intégration verticale.L'hypothèse de travail serait alors : "Les compagnies pétrolières disposent-elles desavoir-faire technologiques et managériaux générant des avantages compétitifs pourl'ensemble de la filière hydrocarbure voire d'autres industries ? Lesquels ? Et sousquelles configurations de marché ces compétences, savoir-faire et modeorganisationnels sont-ils les plus performants ?" 16.

16 A ce propos, nous pourrions reprendre la méthodologie de D. Teece pour expliquer les diversificationdes pétroliers dans les différents combustibles voir "Economies of scope and the scope of theenterprise", D.J. Teece,Journal of economic behavior and organization, 1980

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6. Bibliographie

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Compagnies in the World Oil Industry" International Journal of Global EnergyIssues, Vol 7, Nos 1-2, 1995

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Financial Economics, 19769. Knight F. "New Frontiers in Economic Thought, Immutable Laws of Economics, Its

Reality and Limitations", AER mai 194610. Manne H., "Merger and the Market for Corporate Control", Journal of Political

Economy, 196411. Simon H.A., "Models of Man", N.Y. 195712. Teece D.J., "Economies of Scope and the Scope of the Enterprise", Journal of

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Economist, 200014. Williamson O.E., "The Economics of Discretionary Behavior : Managerial

Perspectives in a Theory of the Firm", Prentice Hall, 196415. Zaccara M. I., "Why PDVSA Use Operational Vertical Integration as Its Market

Strategy ? " L. CEPMLP, 2001

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Partie 2 : MONOGRAPHIES dePEMEX, PDVSA, ECOPETROL etPETROBRAS

Décembre 2002

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7. Partie 2 : Monographie de PEMEX, PDVSA, ECOPETROLet PETROBRAS

PDVSA est la compagnie nationale du Venezuela (pays partiellement ouvert auxinvestissements étrangers). C'est la société qui possède les plus importantes réservesd'hydrocarbures en Amérique latine (5ème rang mondial pour le pétrole). Son niveau deproduction de pétrole est élevé (un peu moins de 5 % de la production mondiale, 4ème

rang mondial) avec un large potentiel pour l'avenir puisque le ratio R/P est de l'ordre de60 ans et le taux de renouvellement de ses réserves de l'ordre de 200 % (mais endiminution régulière au cours de la période). Compétente sur le plan de la technologie,PDVSA a une position financière s'appuyant sur l'exploration-production (près de 100% du résultat net provient de l'amont). Cependant, elle doit faire face à une baisse deses investissements d'exploration, des coûts techniques en augmentation (et en plus,peut-être sous-évalués), aussi bien qu'à un contrôle de plus en plus pesant de la partde l'Etat et donc à une perte de son autonomie. C'est une compagnie en pleineréorganisation, ballottée par les évènements politiques qui secouent le Venezuela maisavec de solides atouts.

Pemex est la compagnie nationale du Mexique. Ses réserves de pétrole la placent au2ème rang en Amérique latine et au 7ème rang au niveau mondial. Par son niveau deproduction de pétrole17, elle se situe au 1er rang en Amérique latine et au 3ème rangmondial (derrière Saudi Aramco et la NIOC). De plus elle est exportatrice de 1,6millions de barils de pétrole / jour.Malheureusement, elle souffre d'un déclin de son ratio réserves / production avec untaux de renouvellement de 70 % ce qui indique que ses réserves ne sont pasintégralement renouvelées. PEMEX possède un ratio très faible en terme de chiffred'affaires par employé. De plus, dépendante financièrement de l'économie des Etats-Unis et soumise au contrôle de l'Etat, il lui est difficile d'être autonome dans ses choixd'investissements.

Petrobras (Brésil), qui était en position de monopole, s'est transformée à travers uneprivatisation partielle en une société compétitive sur le plan international. Cotée à labourse de Sao Paulo, elle a mis en place un système comptable conforme auxstandards internationaux. Grâce aux efforts consentis pour investir dans l'exploration etau développement de sa technologie en offshore profond, Petrobras s'est hissée au17ème rang mondial par ses réserves de pétrole et 16ème rang par son niveau deproduction. Cependant, avec des coûts techniques élevés et des compétencesmanagériales en cours d'amélioration, elle présente bien des fragilités.

Ecopetrol (Colombie), également partiellement ouverte aux investissements étrangers,fait de nombreux efforts pour contrecarrer le déclin de ses réserves (actuellement au46ème rang mondial) et maintenir un bon niveau d'exportation. Mais le faiblepourcentage de succès de ses forages d'exploration a entraîné une baisse des

17 en incluant les condensats et liquides de gaz naturel

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investissements d'exploration (- 63 % en 5 ans) et de développement (- 43 % en 5ans). Ces perspectives peu encourageantes ont été aggravées par les problèmesconstants de sécurité liés à la rébellion des FARC (Forces Armées RévolutionnairesColombiennes) contre le gouvernement : enlèvement de personnel, attentats contre lesoléoducs.

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7.1. PDVSA

Le Venezuela, membre fondateur de l'OPEP, a nationalisé son industrie pétrolière en1975 et créé la société nationale PDVSA (Petroleos de Venezuela SociedadAnonyma). PDVSA est une société intégrée qui a développé des activités enexploration, forage, développement de gisements, transport, raffinage et distribution. Ils'agit de la plus grosse société d'Amérique latine avec un chiffre d'affaires de l'ordre de54 milliards $ en 2000.

7.1.1. Réserves

Au 31 décembre 2000, PDVSA annonce un chiffre de réserves prouvées de pétrole de77 685 millions de barils. Le pétrole extra-lourd18 de la ceinture de l'Orénoquereprésenterait selon les experts un potentiel de plus de 300 milliards de barilssupplémentaires. Le Venezuela se situe ainsi au 5ème rang mondial. Les réserves de gaz sont évaluées à 147 585 milliards de pieds cubes ce quireprésente environ 50 % des réserves d'Amérique latine.Le tableau suivant retrace l'évaluation des réserves sur 5 ans (entre 1996 et 2000) etmet en évidence une augmentation des réserves sur cette période (+ 16 % pour lepétrole avec une augmentation de 9 % pour la seule année 1996 et + 2 % pour le gaz).

Réserves de pétrole 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRéserves au 1er janvier (millionsbarils)

66 328 72 575 74 931 76 108 76 862 73 361

Révisions 2 166 2 045 2 241 1 783 1 755 1 998Extension et découvertes 653 634 170 0 287 349Total des additions 2 819 2 679 2 411 1 783 2 042 2 347Production 1 086 1 175 1 206 1 082 1 206 1 151Réserves au 31 décembre (millionsbarils)

72 575 74 931 76 108 76 862 77 685 75 632

Réserves de gazRéserves au 1er janvier (milliards depieds cubes)

143 542 142 976 145 531 146 573 146 611 145 047

Révisions -792 684 700 1413 1957 792Extension et découvertes 1 593 2 105 1 843 0 446 1 197Total des additions 801 2 789 2 543 1 413 2 403 1 990Production 1 358 1 457 1 500 1 375 1 497 1 437Réserves au 31 décembre (milliardsde pieds cubes)

142 976 145 531 146 573 146 611 147 585 145 855

Réserves de pétrole et gaz(millions barils éq.pétrole)

96 404 99 186 100 537 101 297 102 283 99 941

Source : PDVSA – Rapports annuels

18 Pétrole léger au-dessus de 30°API, pétrole moyen entre 20 et 30°API, pétrole lourd entre 10 et 20°APIet pétrole extra-lourd en dessous de 10°API

IFE-final.doc38

7.1.2. Production

La capacité de production annuelle en 2000 s'est élevée à 3,6 millions de barils parjour dont 16 % proviennent de l'exploitation de gisements opérés dans le cadred'accords avec des compagnies privées. Ce chiffre inclut la production de pétrole extra-lourd pour un montant total de 155 000 barils par jour en provenance de la ceinture del'Orénoque. En ce qui concerne le gaz, la production s'est élevée en 2000 à 4101 milliards piedscubes / jour, niveau plus élevé que l'année précédente en raison du ratio gaz / pétroleplus élevé dans les gisements de gaz associé. Le tableau suivant montre l'évolution de la production de pétrole et de gaz entre 1996et 2000 : Production 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ansPétrole + Liquides de gaz naturel (millionsb/j)

3 416 3 761 3 822 3 560 3 582 3 628

Gaz naturel (milliards pieds cubes/j) 3 721 3 992 4 110 3 767 4 101 3 938Pétrole équivalent (millions bep/j) 4 036 4 426 4 507 4 188 4 266 4 285Source : PDVSA – Rapports annuels

7.1.3. Données techniques

SismiqueEn 2000, 952 km de sismique 2D (2 dimensions) et 653 km2 en sismique 3D (3dimensions) ont été réalisés. Le tableau suivant montre une forte réduction de l'activitésismique depuis 1996 à l'exception de l'année 1999 : Campagnes sismiques 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ans2D (km) 6769 1511 257 916 952 20813D (km2) 1112 1930 479 1872 653 1209Source : PDVSA – Rapports annuels

Forages d'explorationEn 2000, 15 puits d'exploration ont été forés dont 8 se sont révélés positifs, ce quidonne un taux de succès de 53 %. Le tableau suivant donne le nombre de puitsd'exploration forés par PDVSA depuis 1996 ce qui donne une moyenne de 8 puits/ansur 5 ans : Forages d'exploration 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ansNombre de puits positifs 2 10 4 16 8 8Nombre de puits secs 7Taux de succès 53 %Source : PDVSA – Rapports annuels

Forages de développement

IFE-final.doc39

En 2000, 474 puits de développement ont été forés (433 puits de production et 41 puitsd'injection) soit moins de la moitié du nombre de forages réalisés en 1997, annéed'activité maximum.Pour forer ces puits, 109 rigs de forage ont été utilisés avec une moyenne sur l'annéede 15 jours de forage par puits :

Forages de développement 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre total de puits forés 884 1058 753 349 474 704Moyenne du nombre dejours/forage

20 15 18

Nombre de rigs utilisés 106 96 109 104Source : PDVSA – rapports annuels

Puits en activitéOn constate une augmentation des puits en activité de 20 % en 5 ans :

Puits en activité 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre total 16281 17067 16652 17916 19534 17490Source : PDVSA – Rapports annuels

7.1.4. Investissements et coûts

En 2000, les investissements d'exploration ont atteint 169 M $, ceux de développement3 293 M$, alors que les coûts de production s'élevaient à 5 142 M$ (montant en netteaugmentation vu le nombre croissant de puits en activité) :

Investissements et coûts deproduction (millions $)

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Investissements d'exploration 142 123 123 118 169 135Acquisition de permis prouvés et nonprouvés

0 0 0 0 0 0

Investissements de développement (projets conventionnels)

3169 3083 2770 1339 2055 2483

Investissements de développement (projets pétrole extra-lourd)

0 0 0 982 1238

Investissements de développement total 3169 3083 2770 2321 3293 2927Investissements amont (hors projetspétrole extra-lourds)

3311 3206 2893 1457 2224 2618

Investissements amont total (yc projetspétrole extra-lourds)

3311 3206 2893 2439 3462 2835

Coûts de production 2240 3421 4090 3758 5142 3730Source : PDVSA – Rapports annuels

Les investissements de développement se sont élevés en moyenne à 3 G$/an maisavec un transfert des développements classiques vers le développement des pétrolesextra-lourds (transfert très marqué en 1999).

IFE-final.doc40

7.1.5. Effectifs

En 2000 il y avait 41 462 personnes employées par PDVSA. Le tableau suivant montreune réduction de 11 % de ce nombre en 5 ans (entre 1996 et 2000) :

Effectifs 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre d'employés 46545 45743 44795 42267 41462 44162Source : PDVSA – Rapports annuels

7.1.6. Chiffre clés de PDVSA

Le tableau suivant montre les chiffre clés de PDVSA au cours des 5 années entre 1996et 2000 :

1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5

ansChiffre d'affaires (millions $) 34189 37140 25659 32648 53680 36663Résultat net (millions $) 4382 4505 663 2818 7216 3917Investissements amont (millions $) 3311 3206 2893 1457 2224 2618Production hydrocarbures (millionsbep/j) 4,036 4,426 4,507 4,188 4,266 4,285Nombre d'employés 46545 45743 44795 42267 41462 44162

Source : PDVSA – Rapports annuels

Ratios 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Résultat net/chiffre d'affaires 13% 12% 3% 9% 13% 10%Chiffre d'affaires ($)/ employé 734536 811928 572809 772423 1294679 837275Résultat net ($)/ employé 94145 98485 14801 66671 174039 89628Production en bep/j / employé 87 97 101 99 103 97Résultat net ($)/ production en bep/an 3,0 3,6 0,7 2,3 4,6 2,9Investissements ($)/production enbep/an

2,2 2,0 1,8 0,9 1,4 1,7

On constate une nette augmentation du chiffre d'affaires et du résultat net par employéen 2000. Le bénéfice/bep est également en augmentation ; par contre lesinvestissements/bep sont en diminution constante.

7.1.7. Résultats techniques

Réserves / production

En 2000, le ratio réserves/production était de 59,4 ans pour le pétrole et 98,6 ans pourle gaz. Le tableau suivant montre que ce ratio est resté stable au cours des 5 annéesde 1996 à 2000 :

(années) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

IFE-final.doc41

Réserves / production - pétrole 58,2 54,6 54,6 59,2 59,4 57,2Réserves / production - gaz 105,3 99,9 97,7 106,6 98,6 101,6Réserves / production - pétrole équivalent 65,4 61,4 61,1 66,3 65,7 64,0Source : PDVSA –Rapports annuels

7.1.8. Taux de renouvellement des réserves

En 2000, ce taux était de 170 % pour le pétrole et le gaz. Le tableau suivant montrequ'entre 1996 et 2000, ce taux a toujours été largement au-dessus de 100 % ce quiveut dire que PDVSA fait nettement plus que renouveler ses réserves :

(%) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole 680 300 200 170 170 300Réserves de gaz 60 280 170 100 170 150Réserves équivalent pétrole 570 300 190 160 170 280Source : PDVSA – Rapports annuels

IFE-final.doc42

7.1.9. Coûts techniques

En 2000, le coût technique s'est élevé à 5 $/bep. On constate depuis 1996, uneaugmentation constante de ce coût (+79 % en 5 ans), tendance inverse de cellerencontrée dans les sociétés internationales qui ont réduit de manière sensible leurscoûts au cours de ces dernières années :

($/bep) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Coûts d'exploration et développement 1,1 1,0 1,0 1,1 1,4 1,1Coût de production 1,7 2,4 2,8 2,9 3,5 2,7Coût technique 2,8 3,4 3,8 4,1 5,0 3,8Source : PDVSA – Rapports annuels

Ces chiffres intègrent les projets conventionnels et les projets sur les huiles extra-lourdes. On peut s'étonner de la faible valeur du coût technique comparé auxstandards internationaux, mais l'augmentation constatée en 2000 va peut-être sepoursuivre.

7.1.10. Résultats financiers du secteur amont

% Chiffre d'affaires du secteur amont

En 2000, le chiffre d'affaires total de PDVSA s'est élevé à 53,7 milliards $, alors que lechiffre d'affaires réalisé dans le secteur amont était de 31,1 milliards $, soit 58 % dutotal. Ce pourcentage a progressé par rapport à sa valeur au cours des annéesantérieures grâce principalement à la hausse du prix du brut.

Chiffre d'affaires (millions $) 1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5 ansChiffre d'affaires amont 19327 18192 11469 17993 31131 19622Chiffre d'affaires total 34189 37140 25659 32648 53680 36663% Amont/Total 57% 49% 45% 55% 58% 54%Source : PDVSA – Rapports annuels

% Résultat net amont

En 2000, le résultat net de PDVSA s'est élevé à 7,2 milliards $, obtenu presque à 100% par l'amont :

Résultat net (millions $) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Résultat net amont 4404 5890 1210 3549 7197 4450Résultat net total 4382 4505 663 2818 7216 3917% Amont/Total 101% 131% 183% 126% 100% 114%Source : PDVSA – Rapports annuels

IFE-final.doc43

7.1.11. Forces et Faiblesses

Forces

� Importantes réserves de pétrole : PDVSA possède les plus grandes réserves depétrole d'Amérique latine avec 78 milliards de barils ce qui la place au 5ème rangmondial,

� Niveau de production de pétrole élevé : PDVSA produit environ 3,5 millions b/j(4ème rang mondial) et exporte environ 2,6 millions b/j,

� Taux de remplacement des réserves élevé : au cours des années 1996 - 2000,PDVSA a maintenu un taux de 280 % (pétrole équivalent),

� Compétences technologiques : par exemple, PDVSA a été capable dedévelopper un procédé appelé Orimulsion qui permet d'obtenir un fuel liquide àpartir de bitume (70 %), d'eau et d'additifs (30 %). En 2000, les ventes ontdépassé 6 millions tonnes avec des exportations vers l' Italie, le Japon, la Chine,etc.,

� Résultats financiers positifs, grâce au secteur amont.

Faiblesses

� Fragilité financière : la cotation de PDVSA jusqu'en mars 2002 était de Baa1,supérieure à celle attribuée au Venezuela (B2) ce qui lui permettait d'emprunterà un taux meilleur que l'Etat. Mais les changements intervenus dans lemanagement de la société en avril 2002 ont affaibli l'image de la société et lesorganismes de crédit ont décoté PDVSA au même niveau que l'Etatvénézuélien,

� Coût technique en augmentation : en 5 ans le coût technique est passé de 2.8 à5.0 $/b, en augmentation constante, (mais cela correspond-il uniquement autraitement des bruts extra-lourds)

� Contrôle de l'Etat : le Président et le gouvernement sont très présents dans lesmécanismes de prise de décision à l'intérieur de PDVSA,

� Manque d'autonomie budgétaire : contribuant pour près de 50 % aux rentréesfiscales, PDVSA n'a pas d'autonomie budgétaire et se voit imposer des coupessombres entre autres dans son budget d'exploration (budget global de 2002réduit de 28 % par rapport à 2001 et réduction de 10 % en ce qui concerne lebudget de l'exploration). Ainsi, le nombre de rigs de forage est passé en 3 ansde 125 à 50 (PIW, avril 2002).

7.1.12. Challenges

� Augmenter les réserves de pétrole léger ou moyen,� Réduire les coûts techniques par le transfert de nouvelles technologies et

l'introduction de méthodes plus efficaces,� Mener à terme les projets de la ceinture de l'Orénoque,� Devenir un acteur international dans le secteur de l'exploration-production.

IFE-final.doc44

7.2. PEMEX

Le Mexique a nationalisé son industrie pétrolière en 1938 et a créé la compagnienationale Pemex (Petroleos Mexicanos) qui s'est vue attribuer par la Constitution lemonopole de toutes les activités pétrolières de l'exploration à la distribution (laparticipation de compagnies étrangères est totalement proscrite par la Constitution).Depuis cette date, le Mexique s'est tenu à l'écart de toute ouverture, même après lasignature de l'ALENA (Accord de Libre Echange Nord Américain, 1991-1992) et la crisefinancière de 1994-1995.

Aujourd'hui, le président Vicente Fox a l'intention d'ouvrir aux compagnies étrangèresl'accès aux gisements de gaz malgré l'opposition des nationalistes à toute réforme dela Constitution (rappelons que le parti du président n'est pas majoritaire au Congrès).L'ouverture pourrait se faire par l'intermédiaire de contrats de service ce qui nenécessiterait pas de modifier la Constitution.

7.2.1. Réserves

Au 31 décembre 2000, Pemex annonçait des réserves prouvées de pétrole de 26,9milliards de barils soit 3,9 milliards de tonnes (2,6 % des réserves mondiales) et desréserves prouvées de gaz de 29 506 milliards de pieds cubes, soit 838 milliards de m3

(0,5 % des réserves mondiales).

Le tableau suivant montre l'évolution du montant des réserves donné par Pemex. Il estintéressant de noter qu'en 1999, Pemex a décidé de modifier sa méthode d'évaluationpour adopter les concepts utilisés par la profession et définis par la SPE (Society ofPetroleum Engineers) et le WPC (World Petroleum Congress). Cette nouvelleméthodologie a entraîné une diminution notable des réserves : - 39 % pour le pétrole(de 46 591 à 28 399 millions de barils) et - 52 % pour le gaz (de 62165 à 30064milliards de pieds cubes) :

Réserves d'hydrocarbures 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole Au 1er janvier (millions barils) 49775 48472 47822 28399 28260

40546

Au 31 décembre (millionsbarils) 48472 47822 46591 28260 26941

39617

Réserves de gazAu 1er janvier (milliards depieds cubes ) 67668 63913 63456 30064 30394

51099

Au 31 décembre (milliards depieds cubes ) 63913 63456 62165 30394 29506

49887

Réserves de pétrole et gaz(millions barils éq.pétrole) 59124 58398 56952 33325 31858

47932

Source : Pemex – Rapports annuels

IFE-final.doc45

Nous avons considéré que les chiffres donnés avant 1999 étaient surestimés et avonsdécidé pour nos calculs ultérieurs de prendre la valeur des réserves donnée en 1999pour les années 1996 à 1998. Ceci nous permettra d'obtenir un ordre de grandeur plusproche de la réalité qu'en utilisant les données publiées par Pemex. Nous utiliseronsdonc les chiffres suivants :

Réserves au 31 décembre 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole(millions barils)

28260* 28260* 28260* 28260 26941 27996

Réserves de gaz (milliardsde pieds cubes )

30394* 30394* 30394* 30394 29506 30216

Réserves de pétrole et gaz(millions barils éq.pétrole)

33325* 33325* 33325* 33325 31858 33032

* modification de l'auteur

7.2.2. Production

En 2000, la production de pétrole s'est élevée à 3 millions baril/jour (environ 150millions de tonnes/an) dont 64 % d'huile lourde et celle de gaz à 4,7 milliards de piedscubes/jour (48 milliards de m3/an). Notons que Pemex n'inclut pas les condensats etliquides de gaz naturel dans le chiffre donné pour la production de pétrolecontrairement à d'autres sources d'information comme BP Statistical Review ce qui faitune différence d'environ 0,4 millions barils/jour (3,4 millions baril/jour au lieu de 3millions baril/jour).

Production 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Pétrole (millions b/j) 2,858 3,022 3,071 2,906 3,012 2,974 Gaz (milliards pieds cubes/j) 4,195 4,467 4,791 4,791 4,679 4,585 Pétrole équivalent (millionsbep/j)

3,557 3,767 3,869 3,704 3,792 3,738


Pemex possède actuellement 300 gisements en production. A noter que le champoffshore de Cantarell situé dans le Nord-Ouest produit à lui seul 1,2 million baril/joursoit 40 % de la production totale de Pemex et que le gisement de gaz de Burgos, ausud du pays est le plus gros champ producteur de gaz avec 0,971 milliards de piedscubes/jour soit 20 % de la production totale de Pemex.Pemex est un important exportateur de pétrole : 1,6 millions barils/jour (4ème

exportateur vers les USA avec 1,3 millions barils/jour) et un importateur net de gaz enprovenance des Etats-Unis : Exportations 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ansPétrole (millions b/j) 1,544 1,721 1,741 1,553 1,652 1,642Exportations de gaz (millions piedscubes/j)

36 43 40 138 24 56

Importations de gaz (millions piedscubes/j)

84 115 153 149 231 146


IFE-final.doc46

En 2000, le gaz associé a contribué pour 72 % à la production totale de gaz. Letableau suivant donne la répartition entre gaz associé et gisement de gaz non associé :

Production de gaz associé/nonassocié

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Total (millions pieds cubes/j) 4195 4468 4790 4791 4679 4585Gaz associé (millions pieds cubes/j) 3478 3631 3703 3526 3380 3544Gaz non associé (millions piedscubes/j)

717 837 1087 1265 1299 1041

% gaz associé 83% 81% 77% 74% 72% 77%Source : Pemex – Rapports annuels

IFE-final.doc47


SismiqueEn 1999, 9612 km ont été tirés en sismique 2D et 6830 km2 en sismique 3D. Letableau suivant ne donne des chiffres que pour les années 1998 et 1999 :

Campagnes sismiques 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 2ans

2D (km) 7889 9612 87513D (km2) 7911 6830 7371Source : Pemex – Rapports annuels

Forages d'explorationEn 2000, 37 puits d'exploration ont été forés dont 21 positifs soit un taux de succès de57 %. Depuis 1996, Pemex a augmenté son effort d'exploration avec un taux desuccès en moyenne sur 5 ans de 58 % :

Forages d'exploration complétés 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre de puits positifs 6 7 13 9 21 11 Nombre de puits secs 4 3 8 13 16 9 Taux de succès 60% 70% 62% 41% 57% 58%Source : Pemex – Rapports annuels

Forages de développementEn 2000, 210 puits de développement ont été complétés avec un taux de succès de 91%. L'évolution depuis 1996 a été la suivante :

Forages de développementcomplétés

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre de puits en production 97 106 178 193 191 153 Nombre de puits secs 7 5 4 19 19 11 Taux de succès 93% 95% 98% 91% 91% 94%Source : Pemex – Rapports annuels

Exploration et développement

Nombre de rigs actifs 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Total 39 48 60 42 43 46Nombre de rigs pour l'exploration 8 12 11 7 12 10Nombre de rigs pour ledéveloppement

31 36 49 35 31 36


Forages 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre de km forés 459 527 728 706 782 640Profondeur moyenne par puits (m) 3730 3507 3907 3062 2838 3409Source : Pemex – Rapports annuels

IFE-final.doc48

On constate une augmentation du nombre de km forés avec une diminution de laprofondeur des puits.

Puits en activitéPar contre le nombre de puits en production entre 1996 et 1999 a diminué de 7 % :

Puits en activité 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansNombre total 4718 4663 4551 4269 4363 4513 Source : Pemex – Rapports annuels

7.2.4. Investissements

En 2000, les investissements d'exploration ont atteint 285 M$ et les investissements dedéveloppement 5 270 M$, 5 555 millions $ au total ce qui représente 82 % du total desinvestissements dans le secteur des hydrocarbures. L'évolution depuis 1996 montreune augmentation importante des investissements en développement (multiplicationpar 2,5 en 5 ans) :

Investissements (millions $) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansExploration 264 264 346 203 285 272 Développement 2122 3028 3988 4254 5270 3733 Investissements amont 2387 3292 4333 4457 5555 4005Investissements totaux 3395 4625 5820 5568 6806 5243% Amont/Total 70% 71% 74% 80% 82% 76%Source : Pemex – Rapports annuels

L'exploration au cours de cette période s'est concentrée sur la découverte de réservesdans des zones nouvelles à risques modérés (à terre) et dans la découverte degisements de grande productivité pour compenser le déclin des gisements enproduction. Le développement a concerné principalement les champs de Cantarell,Cuenca de Burgos et le Delta de Grijalda. Environ 40 % des ressources ont étéallouées à Canterell. Ce gisement, constitué de 4 zones de production (Chac, Kutz,Nohoch et Akal) est en déclin. Pemex a décidé d'injecter de l'azote pour maintenir lapression du gisement. Après plusieurs essais, la fiabilité technique du projet a étéprouvée et il a été décidé de construire une usine de production d'azote de 1200millions pieds cubes/j et de forer 9 puits injecteurs.

7.2.5. Effectifs

En 2000, le nombre total d'employés s'élevait à 130950 dont 42003 dans le secteurexploration-production. Le tableau suivant montre une augmentation en 5 ans de 2 %des effectifs totaux et de 12 % des effectifs dans l'amont :

Effectifs 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Nombre d'employés (E&P) 40124 41966 41451 41451 45024 42003Nombre d'employés (Total) 129791 131633 131433 129159 132732 130950Source : Pemex – Rapports annuels

IFE-final.doc49

Chiffres clés de Pemex

Le tableau suivant donne les chiffres clés de Pemex entre 1996 et 2000 :

1996 1997 1998 1999 2000Moyennesur 5 ans

Chiffre d'affaires (millions $) 31032 34035 29089 36084 50625 36173Résultat net (millions $) 2171 1003 -1110 -1907 -2128 -394Investissements amont (millions $) 2387 3292 4333 4457 5555 4005Production (millions bep/j) 3,557 3,767 3,869 3,704 3,792 3,738Nombre d'employés 129791 131633 131433 129159 132732 130950Nombre de puits en activité 4718 4663 4551 4269 4363 4513


La forte augmentation du chiffre d'affaires en 2000 s'explique par la hausse des prix.Par contre, cette augmentation n'est pas corrélée à une amélioration du résultat netpuisqu'il reste négatif en 2000 (sinon en pourcentage).

On peut en déduire les ratios suivants :

Ratios 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRésultat net/chiffre d'affaires 7% 3% -4% -5% -4% -1%Chiffre d'affaires ($)/ employé 239091 258561 221322 279375 381410 275952Résultat net ($)/ employé 16724 7623 -8444 -14762 -16029 -2978Production en bep/j / employé 27 29 29 29 29 29Résultat net ($)/ production en bep/an 1,7 0,7 -0,8 -1,4 -1,5 -0,3Investissements ($)/production enbep/an

1,8 2,4 3,1 3,3 4,0 2,9



En 2000, le ratio réserves sur production était de 24,5 ans pour le pétrole et 17,3 anspour le gaz. Ce ratio s'est réduit au cours des ans ce qui correspond à l'impossibilitédans laquelle se trouve Pemex de renouveler ses réserves (taux de renouvellement surla période considérée de 70 % pour le pétrole et 110 % pour le gaz) :

(années) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRéserves / production - pétrole 27,1 25,6 25,2 26,6 24,5 25,8Réserves / production - gaz 19,8 18,6 17,4 17,4 17,3 18,1Réserves / production - pétroleéquivalent

25,7 24,2 23,6 24,6 23,0 24,2

Source : Pemex – Rapports annuels + modifications des chiffres pour les réserves

IFE-final.doc50

7.2.7. Taux de renouvellement des réserves

( %) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRéserves de pétrole 90 90 90 90 -20 70Réserves de gaz 120 120 130 120 50 110Réserves équivalent pétrole 90 90 90 90 -10 70

7.2.8. Coûts techniques

En prenant pour les années 1996 à 1998, le montant des réserves donné en 1999,nous obtenons les valeurs suivantes : ($/bep) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ansCoût d'exploration et développement 1,8 2,4 2,8 3,3 4 2,9Coût de production 1,2 1,2 0,9 1,3 1,2 1,1Coût technique 3,0 3,6 3,7 4,6 5,2 4,0Source : Pemex – Rapports annuels + modifications des chiffres pour les réserves

Nous émettons quelques réserves sur ces valeurs (faiblesse des coûts d'exploration etdéveloppement, faiblesse surprenante des coûts de production) mais n'ayant puobtenir d'autres données plus fiables que les rapports annuels, nous les utiliseronsdans les comparaisons. Nous pouvons observer une progression constante sur lapériode des coûts d'exploration et de développement.

7.2.9. Résultats financiers du secteur amont

% Chiffre d'affaires du secteur amontLe chiffre d'affaires de l'année 2000 a atteint 50,6 milliards $, dont 33.4 milliards $ enprovenance du secteur amont, soit 66 %. L'augmentation importante de 2000 parrapport à l'année précédente résulta de l'augmentation forte du prix du pétrole :

Chiffre d'affaires (millions$)

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Chiffre d'affaires amont 22198 21848 14247 18445 33361 22020Chiffre d'affaires total 31032 34035 29089 36084 50625 36173% Amont/Total 72% 64% 49% 51% 66% 60%Source : Pemex –Rapports annuels

IFE-final.doc51

% Résultat net amontEn 2000 le résultat net consolidé de Pemex a été négatif de 2,1 milliards $, alors que lerésultat opérationnel amont avant impôt était de 29 milliards $ (environ 91 % du résultattotal avant impôt) :

Résultat (millions $) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Résultat amont avant impôts 18824 17416 9411 12882 26417 16990Résultat total avant impôts 21248 21144 15516 19936 28941 21357% Résultat Amont/Total 89% 82% 61% 65% 91% 78%Résultat net 2171 1003 -1110 -1907 -2128 -394Source : Pemex – Rapports annuels

REMARQUE : Les chiffres des années précédentes ont été modifiés dans le document2001 du 20f pour la SEC : les pertes ont été augmentées.

En 2000, Pemex a contribué pour 37 % aux revenus de l'Etat :

Revenus de l'Etat (millions $) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Total 51658 63592 59675 70535 91611 67414Revenus hydrocarbures 19421 22918 18709 21951 33862 23372Autres revenus 32238 40674 40966 48584 57749 44042% RevenusHydrocarbures/Total

38% 36% 31% 31% 37% 35%



Forces

� Montant élevé des réserves d'hydrocarbures : 2ème rang en Amérique latine avec32 milliards de barils équivalent pétrole, 7ème rang au niveau mondial,

� Niveau de production élevé : 3 millions de barils / jour (1er rang en Amériquelatine, 3ème rang mondial) dont 1,6 million de barils/jour exportés.

� Potentiel de la zone off-shore en terme de nouvelles découvertes

Faiblesses

� Déclin du ratio réserves / production (23 ans au lieu de 25,7 en 1996) et nonrenouvellement des réserves (taux de renouvellement de 70 %),

� Pemex emploie 132 732 personnes ce qui conduit à un ratio de chiffred'affaires/employé de 0,38 million $ comparé par exemple à Conoco qui a unratio de 2,2 millions $/employé,

� Contrôle de l'Etat : la présence forte de l'Etat dans les organes de direction dePemex ne permet pas à cette société de mettre en place une stratégie axée surle renouvellement optimum de ses réserves,

IFE-final.doc52

� Manque d'autonomie : le budget de Pemex doit être approuvé par legouvernement,

� Faiblesse financière : les cotations de Pemex et du Mexique sont faibles et ontété réduites de BBB-/Stable/A-3 à C à la suite de la récession américaine(Standard & Poor’s of 15.03.2002).

� La position en gaz naturel est trop faible pour faire face aux besoins issus de lacroissance économique.

7.2.11. Challenges

� Ouverture aux compagnies internationales : Vicente Fox réussira-t-il àmatérialiser sa volonté d'ouverture ? pour le moment les chances sont faiblescar il se heurte à l'opposition farouche du Congrès et plus spécialement duSénat qui refuse de modifier la constitution et qui n'acceptera au mieux qu'unelégère ouverture aux compagnies internationales uniquement dans le but derenforcer la position de Pemex,

� Autonomie budgétaire face à l'Etat : Pemex comme l'ensemble des compagniesnationales mexicaines est soumise à une limitation forcée de l'endettement etdoit affecter ses ressources aux projets à rentabilité immédiate comme ceux quicontribuent à l'exportation de pétrole brut,

� Développement de l'industrie du gaz : actuellement, 72 % du gaz produit est dugaz associé et le manque d'infrastructures (gazoducs) ne permet pas dedévelopper les champs de gaz non associé.

� Réussite des premiers appels d'offre sur des contrats de services dans lesecteur gazier

IFE-final.doc53

7.3. PETROBRAS

Depuis sa création en 1953 et jusqu'en 1997, Petrobras détenait un monopole surl'exploration, la production, le raffinage et la distribution du pétrole au Brésil. En 1997,le gouvernement décida d'ouvrir le domaine minier aux investisseurs privés. Depuis1999, un round annuel d'attribution de licences est organisé. Aujourd'hui, sur les 55permis d'exploration détenus par Petrobras, 29 sont en association dont 18 opérés parles partenaires. Par contre l'ouverture est moins forte dans la productiond'hydrocarbures puisque sur les 274 permis de production, seuls 14 sont enpartenariat. En plus de Petrobras, 35 compagnies sont actives au Brésil dont 29étrangères (Exxon Mobil, Chevron Texaco, Agip, Phillips, Pancanadian, Wintershall,etc.). Au-delà de cette ouverture du domaine minier, Petrobras a ouvert son capital enphases successives avec une participation gouvernementale désormais réduite à 55 %des droits de vote.

7.3.1. Réserves

A la fin 2000, Petrobras estimait ses réserves prouvées de pétrole à 8356 millionsbarils et ses réserves prouvées de gaz à 8 440 milliards de pieds cubes.

Le tableau suivant donne l'évolution des réserves selon les normes SEC (SecurityExchange Commission) :

Réserves d'hydrocarbures 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole au 31 décembre (millions barils)

6700 8115 7471 8279 8356

7784

Réserves de gaz au 31 décembre (milliards de piedscubes)

7907 6316 5253 7498 8440

7083

Réserves de pétrole et gaz au 31 décembre (millions barils éq.pétrole)

8018 9168 8346 9529 9763

8965

Source : Petrobras – Rapports annuels

En 2000, 98 % des réserves de pétrole et 74 % des réserves de gaz sont situées auBrésil et pour l'essentiel en mer à des profondeurs d'eau supérieures à 400m (67 %).

Répartition des réserves de pétrole 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole au 31 décembre (millions barils) 6700 8115 7471 8279 8356

7784

Brésil 6700 7987 7314 8155 8227 7677

A l'étranger 0 128 157 124 129 108

% réserves de pétrole au Brésil 100% 98% 98% 99% 98% 99%

IFE-final.doc54

Répartition des réserves de gaz 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Réserves de gaz au 31 décembre(milliards de pieds cubes)

7907 6316 5253 7498 8440 7083

Brésil 7907 5782 4403 6861 6267 6244

A l'étranger 0 534 851 638 2173 839

% réserves de gaz au Brésil 100% 92% 84% 91% 74% 88%Source : Petrobras – Rapports annuels

Production

La production de pétrole s'est élevée en 2000 à 1,324 million b/j et celle de gaz à 1,452milliard de pieds cubes, productions en croissance régulière :Production 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5

ansPétrole (millions b/j) 0,809 0,916 1,049 1,192 1,324 1,188Gaz (milliards pieds cubes/j) 0,890 1,022 1,059 1,272 1,452 1,261Pétrole équivalent (millions bep/j) 0,957 1,086 1,226 1,404 1,566 1,399Source : Petrobras – Rapports annuels

Petrobras est un leader dans le domaine de la production en mer surtout dans l'ultra-profond. La région la plus prolifique, le bassin de Campos a produit plus de 1 million deb/j. En 2002, la production en mer représente 83 % de la production totale de pétrole.


Exploration

En 2000, 56 puits d'exploration ont été forés dont 13 se sont avérés positifs, soit untaux de succès de 23 % :

Forages d'exploration 1998 1999 2000 Moyenne sur 3ans

Nombre de puits positifs 36 21 13 23Nombre de puits secs 43 39 43 42Taux de succès 46 % 35% 23% 35%


Développement

En 2000, 190 puits de développement ont été forés avec un taux de succès de 95 % :

Forages de développement 1998 1999 2000Nombre de puits positifs 209 170 180Nombre de puits secs 4 2 10Taux de succès 98% 99% 95%

IFE-final.doc55

Exploration et Développement

Le nombre d'appareils de forage en mer a augmenté considérablement en 1998 :

Rigs de forage 1996 1997 1998Nombre total 20 21 40 A terre 13 12 15 En mer 7 9 25


Production

Le nombre de puits en activité et de plates-formes de production a évolué comme suit : Puits en activité 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 3 ansTotal 7248 7460 7231 7313

Plates-formes de production 1996 1997 1998Nombre total 93 93 92 Structures fixes 78 75 72 Structures flottantes 15 18 20



En 2000, les investissements d'exploration se sont élevés à 704 millions $ et ceux dedéveloppement à 2 113 millions $. Au total, 2 817 millions$ ont été dépensés en 2000par Petrobras en exploration-production, ce qui représente 79 % du total desinvestissements. Sur la période étudiée, 1998 a été marquée par une forte croissancedes investissements totaux mais c'est en 2000 que la part des investissements amontest la plus forte :

Investissements (millions $) 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansInvestissements d'exploration 485 513 737 694 704 627 Investissements dedéveloppement

1456 1538 2211 2082 2113 1880

Investissements amont 1941 2,051 2948 2776 2817 2507Investissements totaux 3359 3394 4985 4351 3583 3934% Amont/Total 58% 60% 59% 64% 79% 64%Source : Petrobras – Rapports annuels

7.3.4. Effectifs

En 2000, 39189 personnes travaillaient pour Petrobras, soit 10 % de moins qu'en 1996: Effectifs 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansNombre d'employés 43468 41173 38225 39500 39189 40311

IFE-final.doc56


7.3.5. Chiffres clés de Petrobras

1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5

ansChiffre d'affaires (millions $) 18074 18044 13639 16358 26955 18614Résultat net (millions $) 643 1353 1185 727 5342 1850Investissements amont (millions$) 1941 2051 2948 2776 2817 2507Production hydrocarbures (millions bep/j) 0,957 1,086 1,226 1,404 1,566 1,248Nombre d'employés 43468 41173 38225 39500 39189 40311


On peut en déduire les ratios suivants :

Ratios 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Résultat net / chiffre d'affaires 4% 7% 9% 4% 20% 9%Chiffre d'affaires ($) / employé 415800 438248 356808 414127 687821 462561Résultat net ($) / employé 14792 32861 31001 18405 136314 46675Production en bep/j / employé 22 26 32 36 40 31Résultat net ($)/ production en bep/an -1,0 3,2 6,9 3,0Investissements ($)/production enbep/an

5,6 5,2 6,6 5,4 4,9 5,5



(années) 1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5

ansRéserves / production - pétrole 22,7 24,3 19,5 19,0 17,3 20,6Réserves / production - gaz 24,4 16,9 13,6 16,2 15,9 17,4Réserves / production - pétroleéquivalent 22,9 23,1 18,7 18,6 17,1 20,1

On constate en 2000, une diminution de ce ratio par rapport à l'année précédente.

Taux de renouvellement des réserves

( %)1996 1997 1998 1999 2000

Moyenne sur 5ans

Réserves de pétrole 270 520 -70 290 120 230Réserves de gaz 270 -330 -170 580 280 130Réserves équivalent pétrole 270 390 -80 330 140 210


IFE-final.doc57

Le taux de renouvellement des réserves est élevé, particulièrement pour le pétrole.

Coûts techniques

($/bep) 1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5

ansCoût d'exploration et développement 2,1 1,3 1,4* 1,6 3,5 2,1Coût de production 5,6 4,9 7,1 5,8Coût technique 7 6,5 10,5 8,0


* Ce chiffre est artificiel, il a été calculé à rebours : le coût technique - le coût de production.

Les chiffres dont nous disposons ne nous permettent pas d'avoir une série complète.Le coût de production de 2000 est particulièrement élevé et entraîne donc un coûttechnique élevé pour cette année.

Résultats financiers du secteur amont

% Chiffre d'affaires du secteur amont

Fin 2000, le chiffre d'affaires de Petrobras s'élève à environ 27 milliards $, dont 47 %pour l'amont. L'augmentation de 65 % par rapport à l'année précédente résulteprincipalement de l'augmentation du prix du pétrole.

Chiffre d'affaires (millions $) 1999 2000Chiffre d'affaires amont 7007 12590Chiffre d'affaires total 16358 26955% Amont/Total 43% 47%


% Résultat net amont

Le résultat net de Petrobras en 2000 a atteint 5,3 milliards $, dont 74 % en provenancede l'amont. Mais sur les 3 années considérées, ce ratio est beaucoup trop fluctuantpour être significatif :

Résultat net (millions $) 1998 1999 2000 Moyenne sur 3 ansRésultat net amont -461 1641 3964 1715Résultat net total 1185 727 5342 1850% Amont/Total -39% 226% 74% 87%


IFE-final.doc58

Forces et Faiblesses

Forces� Forte compétence en technologie mer profonde : Petrobras s'est avérée être

une société leader dans ce domaine avec plusieurs records à son actif aussibien en forage d'exploration qu'en production,

� Société internationale qui a su diversifier géographiquement ses activités ;Petrobras est présent en Bolivie, Afrique de l'Ouest, Colombie et Cuba,

� Solidité financière: Petrobras a une meilleure cotation (AA+/stable) que le Brésilqui a vu sa cotation être réduite de BBB- à C à la suite de la crise en Argentine(Standard & Poor’s du15.03.2002).

Faiblesses

� Coût technique élevé comparé aux autres compagnies pétrolières,� Contrainte en terme de management : Petrobras a connu une réorganisation

avec une partie du management nommé par le gouvernement,� Procédures très lourdes (environnement) qui entraînent des retards dans les

investissements d'exploration.� Taux de succès faible en exploration (23%)

7.3.7. Challenges

Les challenges auxquels Petrobras doit faire face sont :

� Maintenir son positionnement de qualité sur la mer profonde,� Développer ses réserves par des programmes à moindre coût, � Attirer les compagnies internationales en particulier dans les bassins qui restent

largement inexplorés. � Apprendre à travailler de façon autonome vis à vis de l'Etat,� S'internationaliser ; en septembre 2002, Petrobras a annoncé l'achat de 58,6 %

d'un conglomérat argentin, Perez Companc dont les actifs en explorationproduction sont localisés principalement en Argentine, au Venezuela et auPérou ce qui renforcera la position de Petrobras dans le Cône sud,

� Passer d'importateur net à exportateur (objectif de produire 1,9 million debarils/jour en 2005).

Francisco Gros, nouveau président de Petrobras, a déclaré au Congrès mondial dupétrole de septembre 2002 "the major challenges for Petrobras is the transition frombeing essentially a government entity, with responsibility for providing petroleumproducts to the Brazilian market, to becoming a world-class, competitive company."

IFE-final.doc59

7.4. ECOPETROL

Ecopetrol fut créée en 1951 avec comme objectifs de faire de l'exploration, production,raffinage, distribution et exportation de pétrole. La Colombie déclare 2 milliards deréserves prouvées de pétrole et produit 0,7 million de barils par jour. Malgré unediminution de son niveau de production, Ecopetrol continue d'exporter 0,3 million debarils par jour, principalement à destination des Etats-Unis.

Dans cette étude sur Ecopetrol nous nous sommes heurté à une difficulté : en général,les informations fournies dans le rapport annuel d'Ecopetrol concernent l'ensemble dela Colombie et non Ecopetrol seule. La part propre d'Ecopetrol est donc difficile àcerner.

7.4.1. Réserves

A la fin 2000, les réserves prouvées de pétrole de Colombie s'élevait à 1972 millions debarils dont 37 % dans des gisements possédés à 100 % par Ecopetrol et le reste dansle cadre d'associations ; notons que pour Ecopetrol (et non la Colombie), PIW(Petroleum Intelligence Weekly) donne le chiffre de 1464 millions de barils de pétroleen 2000, soit 74 % du total.

Les réserves de gaz s'élèvent à 4539 milliards de pieds cubes ; il s'agit des réservescommerciales qui ne prennent pas en compte les 2651 milliards de pieds cubes deréserves de gaz associé dans les gisements de Cusiana et Cupiaga pour lesquelsaucun projet de commercialisation n'a vu le jour.

Le tableau suivant donne l'évolution des ces réserves entre 1996 et 2000. Il est à noterqu'en 2000, la Colombie a modifié son évaluation des réserves en adoptant lesconcepts utilisés par la profession et définis par la SPE (Society of PetroleumEngineers) et le WPC (World Petroleum Congress). Cette nouvelle méthodologie aentraîné une diminution des réserves prouvées de pétrole de 14 % et des réservesprouvées de gaz de 32 %.

Réserves de pétrole 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Au 1er janvier (millions barils) 2952 2798 2577 2478 2289 2619 Au 31 décembre (millions barils) 2798 2577 2478 2289 1972 2423 Réserves de gazAu 1er janvier (millions pieds cubes) 7970 7673 6938 6928 6641 7230

Au 31 décembre (millions piedscubes)

7673 6938 6928 6641 4539 6544

Réserves de pétrole et gaz(millions barils éq. pétrole)

4077 3733 3633 3396 2729 3513

Source : Ecopetrol – Rapports annuels

IFE-final.doc60

7.4.2. Production

La production moyenne de pétrole au cours de 2000 a été de 687 000 barils par jourdont 123000 barils par jour (18 %) par Ecopetrol seul, 537 000 barils par jour (78 %)dans le cadre d'associations avec Ecopetrol et 27000 barils par jour (4 %) par descompagnies autres qu'Ecopetrol. Ce niveau de production est inférieur de 129 000barils par jour au niveau de 1999 à cause de la baisse de production sur les deuxgisements principaux, Cusiana et Cupiaga, les retards pris dans le forage de puits dedéveloppement et les attaques de la rébellion sur le pipe entre Cano Limon etCovenas.Pour la même année, la production de gaz a été de 574 millions pieds cubes par jour,en augmentation de 14 % par rapport à l'année précédente.

Le tableau suivant montre l'évolution des niveaux de production entre 1996 et 2000 :

Production 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansPétrole (millions b/j) 0,626 0,652 0,754 0,816 0,687 0,707 Gaz (milliards pieds cubes/j) 0,459 0,587 0,610 0,503 0,574 0,547 Pétrole équivalent (millionsbep/j)

0,703 0,750 0,856 0,900 0,783 0,798



SismiqueEn 2000, 731 km ont été acquis en sismique 2D (25 % Ecopetrol) et 324 km2 ensismique 3D (0 % Ecopetrol) :

Campagnes sismiques 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansEcopetrol - 2D (km) 621 696 324 197 186 405Compagnies associées - 2D (km) 1527 1731 1499 8483 545 2757Ecopetrol - 3D (km2) 0 0 88 491 0 116Compagnies associées - 3D (km2) 0 0 209 330 324 173Source : Ecopetrol – Rapports annuels

ExplorationAu cours de la même année, 17 puits d'exploration de typeA-3 (puits qui ont pourobjectif de localiser de nouvelles réserves) ont été forés dont 3 seulement se sontavérés positifs, soit un taux de succès de 18 %. Le nombre total des foragesd'exploration a été de 27.

Le tableau suivant montre l'évolution du nombre de forage et fait apparaître pourEcopetrol - lorsque nous avons l'information - 1 à 2 forages / an :

IFE-final.doc61

Forages 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansForages d'exploration - appréciation 22 28 43 20 27 28dont forages d'exploration nouvellesréserves

9 12 17 14 17 14

- Par Ecopetrol 1 1 2 1- Par les compagnies associées 8 12 10- Nombre de puits secs 7 10 14 10- Taux de succès 22% 33% 20% 29% 18% 24%Source : Ecopetrol – Rapports annuels


Les investissements d'exploration production se sont élevés en 2000 à 791 millions $pour l'ensemble de la Colombie. Sur ce montant total, 49 % (390 millions $) ont étéfinancés par Ecopetrol. Le tableau suivant montre la chute de 22 % du montant desinvestissements réalisés en Colombie en 2000 par rapport à 1997, année au cours delaquelle ils ont atteint un maximum de 1 712 millions $ :

Total Investissements E&P(millions $)

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ans

Total Ecopetrol 687 897 375 443 390 558Total Colombie 1487 1712 1294 911 791 1239Source : Ecopetrol – Rapports annuels

Si l'on regarde les seuls investissements d'exploration, ils se sont élevés à 112 millions$ en 2000 dont 26 M$ (23 %) financés par Ecopetrol :

Investissements d'exploration(millions $)

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ans

Financés par Ecopetrol 63 36 56 45 26 45Financés par les compagnies associées 234 335 343 128 86 225Total 297 371 399 173 112 270Source : Ecopetrol – Rapports annuels

En 2000, les investissements de développement se sont élevés à 679 millions $ dont54 % financés par Ecopetrol : Investissements de développement(millions $)

1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5ans

Financés par Ecopetrol 624 861 319 398 364 513Financés par les compagnies associées 566 480 576 339 315 455Total 1190 1341 895 738 679 969Source : Ecopetrol – Rapports annuels

7.4.5. Effectifs

En 2000, Ecopetrol emploie 7255 personnes. Entre 1996 et 2000, la réduction deseffectifs a été de 25 % :

IFE-final.doc62

Effectifs 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansNombre d'employés 9651 9877 8649 8042 7255 8695Source : Ecopetrol – Rapports annuels

7.4.6. Chiffres clés d'Ecopetrol

1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5

ansChiffre d'affaires (millions $) 3890 4165 3722 4185 4914 4175Résultat net (millions $) 290 170 188 520 556 301Investissements amont (millions $) 687 897 375 443 390 558Production hydrocarbures (millionsbep/j) 0,703 0,750 0,856 0,900 0,783 0,798Nombre d'employés 9651 9877 8649 8042 7255 8695


Ratios1996 1997 1998 1999 2000

Moyenne sur 5ans

Résultat net / chiffre d'affaires 7% 4% 5% 12% 11% 7%Chiffre d'affaires ($) / employé 403094 421641 430304 520382 677295 490543Résultat net ($) / employé 30001 17262 21713 64660 76626 36401Production en bep/j / employé 73 76 99 112 108 93Investissements ($)/production en bep/an 1,2 1,4 1,3 0,5 0,4 0.9

On constate une augmentation importante du chiffre d'affaires/employé (+68 % en 5ans), du résultat net/employé (+155 % en 5 ans) et de la production/employé (+48 %en 5 ans). Par contre les investissements sont en diminution drastique.



En 2000, le ratio réserves sur production pour le pétrole est de 7,9 ans et pour le gazde 21,7 ans. Ce ratio est en constante diminution depuis 1996 :

(années) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRéserves / production - pétrole 12,2 10,8 9,0 7,7 7,9 9,5Réserves / production - gaz 45,8 32,4 31,1 36,2 21,7 33,4Réserves / production - pétroleéquivalent

15,9 13,6 11,6 10,3 9,6 12,2



( %) 1996 1997 1998 1999 2000 Moyenne sur 5 ansRéserves de pétrole 30% 10% 60% 40% -30% 20%Réserves de gaz -70% -250% 100% -60% -900% -240%Réserves équivalent pétrole 20% -30% 70% 30% -130% -10%

IFE-final.doc63


Coûts techniques

Nous n'avons pour le coût d'exploration et développement que les chiffres de 1998 et1999 : celui de 1999, en forte augmentation par rapport à 1998 (+ 64 %) est très élevépar rapport à la moyenne internationale :

($/bep) 1996 1997 1998 1999 2000Moyenne sur 5ans

Coût d'exploration et développement 6.1 10.0 4.0Coût de production 2.7 2.5 2.3 1.9 2.4Coût technique 2.7 2.5 8.5 12.0 6.4


7.4.8. Résultats financiers du secteur amont (non disponibles)


Forces

� Présence de vastes zones non explorées qui pourraient contenir deshydrocarbures. En juin 2000, Petrobras et Occidental ont découvert le gisementde Guando dont les réserves sont évaluées à 1,4 milliard de barils.

Faiblesses

� Taux de renouvellement des réserves en déclin,� Baisse des investissements d'exploration,� Faible taux de succès des forages de découverte,� Risques élevés en matière de sécurité sur les installations des compagnies

étrangères. Selon Standard & Poor’s (15.03.2002), Ecopetrol est coté BB/-.

7.4.10. Challenges

Les challenges auxquels Ecopetrol doit faire face sont :

� Augmenter ses réserves de pétrole pour maintenir le niveau d'exportation,� Promouvoir auprès des investisseurs étrangers ses bassins sédimentaires

encore inexplorés.

IFE-final.doc64

ANNEXE : Analyse descompagnies en fonction de leurdegré d'ouverture

Décembre 2002

IFE-final.doc65

8. ANNEXE : Analyse des compagnies en fonction de leurdegré d'ouverture

L'ensemble des résultats sont synthétisés dans des représentations graphiques selonles règles suivantes :

- sur l'axe horizontal un des paramètres concernant la compagnie nationale comme lemontant des réserves, le niveau de production, le résultat net, les cash-flows futurs(chiffre disponible pour une partie seulement des compagnies), les investissements parbaril équivalent pétrole produit, le résultat net/chiffre d'affaires, le chiffre d'affaire paremployé, la nombre de baril équivalent pétrole par employé ou le risque financier cotépar Standard & Poor,

- sur l'axe vertical, le niveau d'ouverture de la compagnie nationale auxinvestissements étrangers. Nous supposons une échelle de 1 à 10, avec le chiffre1pour une compagnie complètement nationale et le chiffre 10 pour une compagnieprivatisée ou avec un comportement équivalent à une compagnie privatisée. Pour coterles entreprises étudiées, nous avons pris en compte le niveau d'ouverture du capitalmais aussi la possibilité d'avoir des accords d'association avec des investisseursétrangers.

Nous avons ainsi attribué le chiffre 1 à Pemex et Petroecuador, 5 à Ecopetrol, 6 àPDVSA et 8 à Petrobras et 10 à l'ensemble des compagnies internationales choisies(ENI, Chevron, TotalFinaElf, Conoco, Repsol, Amerada Hess).

Notons que dans certains cas, les indicateurs ne concernent que l'année 2000 et quedans les autres cas, ce sont les valeurs correspondant à la période 1996-2000 qui ontété portées sur le graphique. Les données utilisées sont celles des rapports annuelsbruts (i.e. sans correction).

Synthèse de la comparaison des performances techniques

Réserves

Sur ce graphique, PDVSA se détache très nettement. Pemex suit avec seulement31 % des réserves du leader mais précède le peloton qui s'étale entre 20 et 1 Gbep.Les compagnies nationales disposent d'un potentiel de croissance élevé.

Production et Réserves/Production

En production, ExxonMobil et PDVSA sont au même niveau, suivi par Pemex. Derrièreces 3 compagnies, TotalFinaElf devance un peu le peloton. On constate dans ceclassement que les compagnies internationales ont des niveaux de production élevéscomparés à leurs réserves ce qui est confirmé par le ratio Réserves/Production. Legraphique est divisé en deux avec d'un côté les compagnies internationales (qui ont

IFE-final.doc66

seulement une dizaine d'années de production devant elles si elles continuent deproduire au même rythme sans nouvelles découvertes) et de l'autre les compagniesinternationales (ratio qui s'étale entre 21 et 64 ans si on retire Ecopetrol). Lescompagnies nationales disposent donc de ressources pour assurer leur avenir. Lescompagnies publiques semblent gérer une "épargne" pétrolière.


Repsol est complètement atypique, suite au rachat de la société YPF et donc de sesréserves. Toutes les sociétés ont intégralement renouvelé leurs réserves dans lapériode étudiée sauf Pemex et Ecopetrol. Pemex ayant changé sa méthodes decomptabilisation des réserves, nous ne pouvons que comparer 1999 et 2000 etconstater entre ces deux années, une diminution du montant des réserves. Au-delàdes problèmes de comptabilisation, face à une croissance économique entraînant uneforte augmentation de la demande sur la zone, PEMEX est confrontée à un besoingrandissant d'investissements pour renouveler les réserves particulièrement dans legaz.

Coûts techniques

Le coût total depuis l'exploration jusqu'à la production donné par PDVSA et Pemex esttrès faible (particulièrement pour PDVSA). Le coût donné par Petrobras, société dont lecapital a été ouvert aux investisseurs étrangers est tout à fait dans la ligne de celui descompagnies internationales agissant sur le même type d'environnement géologiquebien qu'ayant de nombreuses découvertes dans l'offshore profond. Il semble que lescompagnies nationales disposent un avantage coût.

Investissements et Investissements/Production

Le graphique sur les investissements montre une grande disparité entre lescompagnies. Cependant globalement les compagnies internationales investissent plusque les compagnies nationales et ont en particulier des dépenses en coûtsd'acquisition que les compagnies nationales n'ont pas. Quand on rapporte lesinvestissements à la production, pour avoir une mesure de l'effort en investissementpar rapport aux cash-flows dégagés, les compagnies internationales sont mieuxplacées que les compagnies nationales.

Cash-Flows futursLes Cash-Flows futurs19 attendus de PDVSA et ExxonMobil sont dans le même ordrede grandeur alors que nous avons vu que les réserves de PDVSA sont cinq foissupérieures à celles d'ExxonMobil. L'explication pourrait être dans la nature des réserves de PDVSA : pétrole lourd etextra-lourd, nécessitant des investissements importants avec un profil de production 19 Les Cash-Flows futurs sont la valeur actualisée nette à 10% des réserves prouvées de la compagnie au 31 décembre,moyennant un certain nombre d'hypothèses de calcul comme un prix du brut pris à sa valeur de fin d'année sur toute la durée deproduction des gisements.

IFE-final.doc67

sur un grand nombre d'années. Chevron et Petrobras présentent des chiffres de Cash-Flows futurs en ligne avec les montants de leurs réserves.

Synthèse de la comparaison des performances comptables

Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires met en évidence le fait que, par la taille, les compagnies nationalesd'Amérique latine sont au mieux comparables à des compagnies moyennes commeENI. Ainsi même la compagnie de notre échantillon qui possède les réserves les plusimportantes (PDVSA) n'a un chiffre d'affaires que du cinquième d'ExxonMobil.Cependant si on compare en terme de chiffre d'affaires dégagé par l'amontuniquement, nous sommes dans une zone tout à fait comparable entre Majors etcompagnies nationales. Cette différence résulte de l'intégration verticale des Majorsdans le raffinage et la distribution.

Résultat net, Résultat net/Chiffre d'affaires et Résultat net/Production

PDVSA, Petrobras et Ecopetrol donnent des ratios du résultat net rapporté au chiffred'affaires, égaux ou supérieurs à ceux des compagnies internationales de l'échantillon.

Par contre, le ratio du résultat net rapporté à la production est plus élevé dans lescompagnies internationales.

Les compagnies internationales vendent des hydrocarbures mais aussi des produitspétroliers et ont des activités plus variées que les compagnies nationales. D'autre partles normes comptables qui permettent de calculer le résultat net ne sont sans doutepas les mêmes dans les deux groupes de compagnies.

Il serait nécessaire d'avoir des chiffres par secteur d'activités pour faire descomparaisons pertinentes. Il est ainsi nécessaire de prendre le résultat opérationnel etnon le résultat net pour les comparaisons.

Effectifs, Chiffre d'affaires/Employé et Production/Employé

Un classement en valeur absolue des effectifs globaux met en évidence le nombreimportant d'employés chez Pemex : + 8 % comparé à TotalFinaElf et + 16 % comparéà ExxonMobil.

Les compagnies étant de taille diverse, nous avons calculé le chiffre d'affaires générépar employé : les grandes sociétés américaines sont nettement en tête, suivies parPDVSA. A nouveau, Pemex est en dernière position. Lorsque l'on regarde l'évolutiondu personnel chez Pemex, on constate une augmentation entre 1996 et 2000 de 2 %des effectifs globaux et de 12 % des effectifs dans l'amont.

IFE-final.doc68

Par contre, le classement par le ratio de la production d'hydrocarbures générée parchaque employé est plus favorable aux compagnies nationales comme Ecopetrol etPDVSA. Pour comprendre ces différences dans les classements nous aurions besoinde connaître les effectifs du seul secteur amont.

Ces résultats ne fournissent qu'une indication qu'il est nécessaire de vérifier auprèsd'autres sources.

Risque financier

Le risque financier évalué pour 2002 par Standard & Poor’s montre l'excellente opinionportée à Petrobras, positionnée juste derrière ExxonMobil. A contrario, Pemex etPetroecuador sont situées tout en bas du classement, ce qui veut dire que ces sociétésauront du mal à lever des fonds et surtout elles auront à le faire à un coût nettementplus élevé que ne pourra le faire Petrobras.

8.3 Synthèse générale sur la comparaison des indicateurs enfonction du niveau d'ouverture

La comparaison des indicateur moyens sur 1996-2000 en fonction du niveaud'ouverture ne donne pas de résultats significatifs: nous ne pouvons pas distinguer laperformance des compagnies en fonction de leur statut d'entreprise publique oud'entreprise privée.

Ces résultats s'expliquent par la nature des indicateurs retenus : nous utilisons ici desdonnées en terme absolu. Ainsi il semble que les indicateurs sont plus influencés par lataille des compagnies que par leur degré d'ouverture.

Les seuls indicateurs rendant compte d'une différence significative en fonction dudegré d'ouverture sont les ratios éliminant les effets de taille comme les coûtstechniques ou le résultat net par baril produit. De plus, les indicateurs prenant encompte l'ensemble des activités (amont et aval) sont eux aussi très difficiles àinterpréter.

Cette approche en fonction du degré d'ouverture nous a permis ainsi d'éviter deserreurs méthodologiques. Nos résultats montrent la nécessité d'éliminer les effets del'intégration verticale des compagnies et les effets de taille.

Cette approche constitue une autre sorte de test de validation des résultats de notrepremière partie où nous ne prenons en compte que des indicateurs ramenés à laproduction par baril produit et où nous ne considérons que le secteur de l'explorationproduction.

IFE-final.doc69

8.1 Comparaison par montant des Réserves

Classement Compagnie Réserves de pétrole et gaz - 2000 (millionsbep)

1 PDVSA 102,2832 PEMEX 31,8583 EXXON MOBIL 20,9054 REPSOL 14,3955 TOTALFINAELF 10,4116 PETROBRAS 9,7637 CHEVRON 6,2778 ENI 5,3479 PETROECUADOR 3,402

10 ECOPETROL 2,72911 CONOCO 2,64712 AMERADA HESS 983

PEMEX

PDVSA

XOM

REPSOL

PETROBRAS

PETROECUADOR

ECOPETROL

TFE

0

2

4

6

8

10

12

0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000

Réserves de pétrole et gaz - 2000 (millions bep)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Du côté des compagnies nationales, PDVSA est le leader de cet échantillon, suivipar Pemex (1/3 des réserves de PDVSA), Petrobras (10 % des réserves dePDVSA) et enfin Petroecuador (on a rajouté cette société à l'échantillon pourquelques paramètres) et Ecopetrol qui ne comptabilisent que 3 % et 2 % desréserves de PDVSA,

� Du côté des compagnies internationales, la première est ExxonMobil avec 20 %des réserves de PDVSA.

IFE-final.doc70

8.1. Comparaison par niveau de Production

Classement Compagnie Production pétrole et gaz- 2000 (millions bep/j)

1 EXXON MOBIL 4,32 PDVSA 4,33 PEMEX 3,84 TOTALFINAELF 2,15 PETROBRAS 1,66 CHEVRON 1,57 ENI 1,18 REPSOL 1,09 ECOPETROL 0,8

10 CONOCO 0,711 AMERADA HESS 0,312 PETROECUADOR 0,3

PDVSA

PEMEX

TOTALFINAELF

PETROBRAS

CHEVRONENI

REPSOL

ECOPETROL

CONOCO

AMERADA HESS

PETROECUADOR

EXXON MOBIL

0

2

4

6

8

10

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50

Production pétrole et gaz- 2000 (millions bep/j)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusion

� Les leaders, PDVSA et ExxonMobil sont au même niveau de production, suivis parPemex.

IFE-final.doc71

8.2. Comparaison par ratio Réserves / Production

Classement Compagnie Réserves / Productionmoyenne sur 5 ans

1 PDVSA 64,02 PETROECUADOR 36,53 PEMEX 35,24 PETROBRAS 20,95 ENI 13,66 TOTALFINAELF 13,57 REPSOL 13,58 EXXON MOBIL 13,29 ECOPETROL 12,2

10 CHEVRON 11,411 CONOCO 11,212 AMERADA HESS 8,1

PETROECUADOR

PDVSA

PEMEX

PETROBRAS

ENITOTALFINAELF

REPSOL

EXXON MOBIL

ECOPETROL

CHEVRON

CONOCO

AMERADA HESS

0

2

4

6

8

10

12

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0

ratio Réserves / Production moyenne sur 5 ans (années)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� PDVSA, avec 64 ans de réserves au rythme actuel de production est le leaderincontesté de cet échantillon,

� Les grandes compagnies internationales semblent avoir une stratégie de lissage deleur ratio R/P.

IFE-final.doc72

8.3. Comparaison par Taux de renouvellement des réserves

Classement CompagnieTaux de renouvellement des

réservesmoyenne sur 5 ans (%)

1 REPSOL 528 2 PDVSA 2773 PETROBRAS 2104 ENI 1855 CONOCO 1796 TOTALFINAELF 1607 AMERADA HESS 1368 CHEVRON 1209 EXXON MOBIL 113

10 PEMEX 7411 ECOPETROL - 912 PETROECUADOR nd

PDVSA

PETROBRAS

REPSOLENI

CONOCOTOTALFINAELF

AMERADA HESS

CHEVRONEXXON MOBIL

PEMEX

ECOPETROL

0

2

4

6

8

10

12

-1.00 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

Taux de renouvellement des réserves - moyenne sur 5 ans (%)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Toutes les sociétés ont renouvelé intégralement leurs réserves sur la périodeétudiée à l'exception de Pemex et Ecopetrol (chiffre non disponible pourPetroecuador),

� Repsol, présente un taux extrêmement élevé mais qui n'est que le reflet de l'achatde YPF et donc des réserves de YPF,

� PDVSA a également un excellent taux avec un presque triplement de ses réserves.

IFE-final.doc73

8.4. Comparaison par Coût techniques

Classement Compagnie

Coût d'exploration etdéveloppement

moyenne sur 5 ans($/bep)

Coût deproduction

moyenne sur 5ans ($/bep)

Coût Techniquemoyenne sur 5

ans ($/bep)

1 PDVSA 1,2 2,7 3,82 PEMEX 2,8 3,0 5,73 TOTALFINAELF 4,0 2,3 6,44 EXXON MOBIL 4,1 3,3 7,55 PETROBRAS 2,1 6,1 8,26 ENI 5,3 3,7 9,17 CHEVRON 5,3 3,9 9,28 CONOCO 6,3 4,0 10,39 ECOPETROL 8,1 2,3 10,4 (1)

10AMERADAHESS 8,3 4,5 12,8

11 REPSOL 9,7 4,8 14,5 (1): moyenne sur 2 ans REMARQUE: les données présentée ici proviennent des rapports annuels bruts.

PEMEX

TOTALFINAELF

PETROBRAS

ECOPETROL

PDVSA

EXXON MOBIL

ENI

CHEVRON

CONOCOAMERADA HESS

REPSOL

0

2

4

6

8

10

12

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00

Coût Technique - moyenne 1996-2000 ($/bep)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions� La disparité des chiffres est surprenante et il est difficile de faire la part entre des

données erronées, les différences de traitement comptables et de réellesdifférences de coûts techniques,

� En admettant la validité des chiffres, il semble que les compagnies nationalessoient particulièrement efficaces dans leur maîtrise des coûts.

IFE-final.doc74

8.5. Comparaison par montant d'investissements en explorationproduction (moyenne sur 5 ans)

Classement CompagnieInvestissements Exploration- (millions $)

Coûtsd'acquisition -

(millions $)

Investissementsdéveloppement

(millions $)

TotalInvestissements

(millions $)

1 EXXON MOBIL 1487 326 5464 72782 TOTALFINAELF 822 137 3978 49383 PEMEX 272 0 3733 40054 ENI 786 695 2008 34895 REPSOL 155 2567 628 33516 CHEVRON 798 601 1926 33257 PDVSA 135 0 2483

(conventionnel) -2927

2618 (conventionnel)- 3062

8 PETROBRAS 627 0 1880 25079 CONOCO 381 442 1183 2006

10 ECOPETROL 270 0 969 123911 AMERADA HESS 304 130 654 1088

TOTALFINAELF EXXON MOBIL

PEMEX

ENIREPSOL

CHEVRON

PDVSA

PETROBRAS

CONOCO

ECOPETROL

AMERADA HESS

0

2

4

6

8

10

12

0.0 1,000.0 2,000.0 3,000.0 4,000.0 5,000.0 6,000.0 7,000.0 8,000.0

Investissements Exploration Production - moyenne sur 5 ans (millions $)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Les compagnies internationales investissent plus que les nationales� Les compagnies nationales de l'échantillon n'ont pas dépensé en coûts d'acquisition

et ont axé leurs investissements sur le développement.

IFE-final.doc75

8.6. Comparaison par Investissements exploration production /production annuelle en bep

Classement Compagnie Investissements (millions $) / bepmoyenne sur 5 ans

1 REPSOL 18,22 CONOCO 8,43 ENI 8,04 AMERADA HESS 8,05 TOTALFINAELF 7,66 CHEVRON 6,37 PETROBRAS 5,58 EXXON MOBIL 5,49 PEMEX 2,9

10 PDVSA 1,711 ECOPETROL 0,912 PETROECUADOR nd

CONOCO

ENIAMERADA HESS

TOTALFINAELFCHEVRON

PETROBRAS

EXXON MOBIL

PEMEX

PDVSA

ECOPETROL

REPSOL

0

2

4

6

8

10

12

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0

Investissements exploration production (millions $) / bep - moyenne sur 5 ans

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Repsol, avec l'achat de YPF a un taux nettement supérieur aux autres,� Les compagnies internationales investissent plus par baril produit que les

compagnies nationales, c'est-à-dire que les cash-flows générés sont en prioritéaffectés à l'investissement ;

IFE-final.doc76

8.7. Comparaison par Cash-Flows futurs

Classement Compagnie Cash Flows futurs - 2000 (millions$)

1 EXXON MOBIL 891372 PDVSA 815433 CHEVRON 398004 PETROBRAS 329965 TOTALFINAELF 309966 ENI 307007 CONOCO 177768 REPSOL 168989 AMERADA HESS 6895

10 PETROECUADOR nd11 ECOPETROL nd12 PEMEX nd

PDVSA

EXXON MOBIL

CHEVRON

PETROBRAS

TOTALFINAELFENI

CONOCO

REPSOLAMERADA HESS

0

2

4

6

8

10

12

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 100,000

Cash Flows futurs - 2000 (millions $)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� ExxonMobil, suivi par PDVSA présentent les meilleures perspectives pour l'avenir,� Petrobras et TotalFinaElf ont des Cash Flows futurs du même ordre de grandeur,

en ligne avec leurs réserves,

IFE-final.doc77

8.8. Comparaison par chiffre d'affaires

Classement Compagnie Chiffre d'affaires - 2000 (millions $)

1 EXXON MOBIL 2327482 TOTALFINAELF 1058513 PDVSA 536804 CHEVRON 521295 PEMEX 506256 ENI 458547 REPSOL 405308 CONOCO 392879 PETROBRAS 26955

10 AMERADA HESS 1227711 ECOPETROL 491412 PETROECUADOR 2190

TOTALFINAELF

PETROECUADOR

EXXON MOBIL

PDVSA

CHEVRON

PEMEX

ENI

REPSOL

CONOCO

PETROBRAS

AMERADA HESS

ECOPETROL

0

2

4

6

8

10

12

0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000

Chiffre d'affaires - 2000 (millions $)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� En terme de chiffre d'affaires, les sociétés internationales sont nettement en tête carce sont des sociétés intégrées (activités dans l'amont et l'aval, donc avec desventes de pétrole, de gaz et de produits pétroliers) et actives dans de nombreuxpays,

� PDVSA et Pemex, avec un chiffre d'affaires de 50% de celui de TotalFinaElf, sontsur le même rang que des sociétés comme Chevron (avant fusion), Conoco (avantfusion) ou ENI.

IFE-final.doc78

8.9. Comparaison par résultat net

Classement Compagnie Résultat net - 2000 (millions $)

1 EXXON MOBIL 177202 PDVSA 72163 TOTALFINAELF 70574 ENI 54065 PETROBRAS 53426 CHEVRON 51857 CONOCO 19028 REPSOL 17949 PETROECUADOR 1117

10 AMERADA HESS 102311 ECOPETROL 55612 PEMEX -2128

PDVSA

PEMEX

EXXON MOBIL

TOTALFINAELFENI

PETROBRAS

CHEVRON

CONOCO

REPSOL

PETROECUADOR

AMERADA HESS

ECOPETROL

0

2

4

6

8

10

12

-5,000 0 5,000 10,000 15,000 20,000

Résultat net - 2000 (millions $)

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� ExxonMobil, leader incontesté en terme de résultat net est suivi par PDVSA etTotalFinaElf,

� Pemex a un résultat négatif important malgré un secteur amont apportant unrésultat positif. .

IFE-final.doc79

8.10. Comparaison par Résultat net / Chiffre d'affaires

Classement Compagnie Résultat net / Chiffre d'affaires (%) moyenne sur 5 ans

1 ENI 102 PDVSA 103 PETROBRAS 94 ECOPETROL 75 CHEVRON 76 EXXON MOBIL 67 TOTALFINAELF 58 REPSOL 59 CONOCO 3

10 AMERADA HESS 311 PEMEX -112 PETROECUADOR nd

PDVSA

PETROBRAS

ECOPETROL

CHEVRONEXXON MOBIL

TOTALFINAELF

REPSOLCONOCO

AMERADA HESS

PEMEX

ENI

0

2

4

6

8

10

12

-2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%

Résultat net / Chiffre d'affaires (%) - moyenne sur 5 ans

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusion

� L'exploration-production est la principale source de bénéfice pour les sociétéspétrolières d'où un biais important dans cet indicateur en faveur des compagniesnationales principalement active sur le secteur amont.

� ENI est en tête de classement grâce à la rentabilité de son activité dans ladistribution de gaz et d'électricité (Italgaz).

IFE-final.doc80

8.11. Comparaison par Résultat net / production annuelle en bep

Classement Compagnie Résultat net (millions $)/ bep moyenne sur 5 ans

1 EXXON MOBIL 4,72 CHEVRON 4,23 CONOCO 4,14 ENI 3,95 REPSOL 3,66 PETROBRAS 3,07 PDVSA 2,98 TOTALFINAELF 2,79 AMERADA HESS 2,1

10 PETROECUADOR nd11 ECOPETROL nd12 PEMEX -0,3

CHEVRON

CONOCOENI

REPSOL

PETROBRAS

PDVSA

TOTALFINAELFAMERADA HESS

PEMEX

EXXON MOBIL

0

2

4

6

8

10

12

-1.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0

Résultat net (millions $) / bep - moyenne sur 5 ans

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Les compagnies internationales sont très nettement en tête du classement

IFE-final.doc81

8.12. Comparaison par Effectifs

Classement Compagnie Effectifs - 2000

1 PEMEX 1327322 TOTALFINAELF 1233033 EXXON MOBIL 1146004 ENI 699695 PDVSA 414626 PETROBRAS 391897 REPSOL 373878 CHEVRON 346109 CONOCO 18000

10 AMERADA HESS 989111 ECOPETROL 725512 PETROECUADOR nd

TOTALFINAELF

PEMEX

EXXON MOBILENI

PDVSA

PETROBRAS

REPSOL

CHEVRONCONOCO

AMERADA HESS

ECOPETROL

0

2

4

6

8

10

12

0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000

Effectifs - 2000

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusion

� Pemex a le nombre le plus élevé d'employés, suivi par TotalFinaElf et ExxonMobil. � Le nombre d'employé est fonction de l'intégration plus ou moins forte dans les

secteurs de l'aval pétrolier très consommateur de main d'œuvre.

IFE-final.doc82

8.13. Comparaison par Chiffre d'affaires / Employé

Classement Compagnie Chiffre d'affaires (1000$) / Employé1 CONOCO 2182,62 EXXON MOBIL 2031,03 CHEVRON 1506,24 PDVSA 1294,75 AMERADA HESS 1241,26 REPSOL 1084,17 TOTALFINAELF 858,58 PETROBRAS 687,89 ECOPETROL 677,3

10 ENI 655,311 PEMEX 381,412 PETROECUADOR nd

EXXON MOBIL

CHEVRON

PDVSA

AMERADA HESSREPSOL

TOTALFINAELFPETROBRAS

ECOPETROL

ENI

PEMEX

CONOCO

0

2

4

6

8

10

12

0 500,000 1,000,000 1,500,000 2,000,000 2,500,000

Chiffre d'affaires (1000$) / Employé

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Les sociétés américaines et PDVSA ont un ratio plus élevé que les autrescompagnies

� Pemex est largement moins productive que les autres compagnies

IFE-final.doc83

8.14. Comparaison par Production (bep/j) /Employé

Classement Compagnie Bep / Employé - 20001 ECOPETROL 1082 PDVSA 1033 CHEVRON 454 PETROBRAS 405 AMERADA HESS 386 CONOCO 377 EXXON MOBIL 378 PEMEX 299 REPSOL 27

10 ENI 1711 TOTALFINAELF 1712 PETROECUADOR nd

PDVSA

CHEVRON

PETROBRAS

AMERADA HESSCONOCO

EXXON MOBIL

PEMEX

REPSOLENI

TOTALFINAELF

ECOPETROL

0

2

4

6

8

10

12

0 20 40 60 80 100 120

Bep / Employé - 2000

Niv

eau

d'ou

vert

ure

Conclusions

� Il serait nécessaire pour cette comparaison de connaître les effectifs par secteurd'activité. En l'absence de cette information, nous pouvons seulement constater labonne place d'Ecopetrol et de PDVSA qui produisent par employé au minimum 2fois plus que leurs concurrents

IFE-final.doc84

8.15. Comparaison par niveau de risque financier

Classement Compagnie Risque - 20021 EXXON MOBIL AAA2 PETROBRAS AA+/stable3 CHEVRON AA4 REPSOL BBB5 AMERADA HESS BBB/Stable/A-26 ECOPETROL BB/Négatif/7 PDVSA B/ Négatif/8 PEMEX BBB-/Stable/A-39 PETROECUADOR CCC+/stable/C

10 CONOCO nd11 TOTALFINAELF nd12 ENI nd

Conclusions

� Les compagnies nationales sont perçus comme plus risquées que les autrescompagnies pétrolières malgré des réserves largement plus importantes. En effetles agences vont incorporer les risques macroéconomiques du pays dans le ratiode la compagnie nationale.

IFE-final.doc85

9. ANNEXE : Définitions

Ratio Réserves / Production (années)

Ce ratio permet d'avoir une idée sur le nombre d'années qu'il reste à produire aurythme actuel, avec les gisements déjà découverts, en supposant un arrêt del'exploration :

365)/(Pr

)(/ xjboduction

bRéservesproductionRéserves �


Ce taux mesure la capacité de l'entreprise à renouveler la partie des réserves quidisparaît à travers la production. Une société qui a un taux de 100 % renouvelleexactement ses réserves, ni plus ni moins.

Taux de renouvellement des réserves = (Réserves au 31 décembre – Réserves au 1er

janvier + production de l'année )/ production annuelle

Coût d'exploration et de développement

Ce coût est obtenu en divisant les investissements de l'année en exploration etdéveloppement et les coûts d'acquisition des réserves non prouvées, par les réservesajoutées au cours de la même année suite à des révisions, amélioration du taux derécupération, extension d'un gisement connu ou nouvelle découverte.

Coût de production

Ce coût est obtenu en divisant le coût de production annuel par la production annuelle.

Le coût technique exprimé en $/b est la somme des investissements et coûts enexploration, développement et production exprimés en $/b.

Cash-Flows futurs

Les Cash-Flows futurs sont la valeur actualisée nette à 10 % des réserves prouvées dela compagnie au 31 décembre, moyennant un certain nombre d'hypothèses de calculcomme un prix du brut pris à sa valeur de fin d'année sur toute la durée de productiondes gisements.

comparaison des performances des firmes de l'amont ... · d'approfondissement sur le...

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