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Les clés de notre rentabilité

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

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Presentation Transcript

  1. Séminaire DGRM4 – 6 juinVenise Les clés de notre rentabilité Michel Bénézit Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  2. Nouvelles perspectives énergétiques,réponse des pétroliers - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008 - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  3. Gb Nouvelles découvertes et croissance du taux de récupération Schistes bitumineux 1 000 Réserves découvertes restantes ~ 1 000 Bruts extra-lourds 600 0 Pétrole déjà produit 1 000 - 1 000 Pétrole conventionnel Pétrole non conventionnel Pétrole : des ressources importantes, mais leur mise en production nécessitera de plus en plus d’investissements Des ressources de plus en plus complexes Des ressources conventionnelles concentrées au Moyen–Orient Des ressources non conventionnelles situées hors du Moyen-Orient - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  4. Biocarburants Autres* Condensats et GPL Bruts La demande de produits pétroliers devra s’adapter à une offre contrainte à environ 100 Mb/j dès 2020 Évolution de la demande de produits pétrolier (Mb/j) 51% Autres Non-OCDE 40% Chine Autres OCDE Amérique du Nord (*) hors biofuels, CTL, GTL - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  5. 100 000 Chevron Shell PetroChina/CNPC ExxonMobil Pemex Total BP Capex G$ Petrobras 10 000 ConocoPhillips Statoil Eni SaudiAramco EnCana Qatar Petroleum LUKoil Devon Apache Gazprom Sinopec Anadarko NNPC Talisman CNR Sonatrach PDVSA NorskHydro Hess Petronas ONGC EOG CNOOC NIOC Nexen Rosneft ADNOC 1 000 1 000 10 000 100 000 1 000 000 2003 2005 2007 Wood Mackenzie (CAT) Reserves (Commercial + Technical) Mboe Investissements amont en forte progression Intensité capitalistique des sociétés pétrolières Évolution des CAPEX amont (G$) 366 OPEC NOCs Taille des bulles : production 2006 10% Non-OPEC NOCs Autres compagnies 27% Majors 234 9% 167 27% 40% 10% 22% 38% 38% 23% 26% 29% Les majors représentent 23% des CAPEX amont pour 10% des réserves et 15% des productions mondiales Source: Total estimates, IFP, WM, Lehman Brothers & Citigroup surveys, Annual Reports and presentations - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  6. Investissements raffinage dans les zones de consommation et de production Projets "probables" nouvelles raffineries Projets majeurs "probables" d’extension 2007-2015 Projets nouvelles raffineries 2007-2015 20,3 Mb/j Europe FSU Afrique Amérique du Sud Amérique du Nord Moyen-Orient 8,5 Mb/j Projets nouvelles raffineries Asie Projets nouvelles raffineries abandonnés depuis 2006 Projets majeurs d’extension Projets Annoncés Projets Probables Projets grassroot "probables" : +8,5 Mb/j entre 2007 et 2015 Abandon de projets de raffinage pour ~3 Mb/j depuis 2006 - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  7. Cessions/Acquisitions R&M cumulées* de 2003 à 2007 (G$) Solde des Cessions/Acquisitions R&M des majors de 2003 à 2007 (G$) 7,8 SHELL TOTAL 1,3 Raffinage 3,4 COP 2,0 2,8 BP BP 0,9 XOM 1,7 XOM CHEVRON 1,2 Cessions 1,9 CVX 0,1 Acquisitions 0,4 TOTAL SHELL 0,4 COP *Hors rachat d’Innovene, JV TNK-BP, prise d’intérêt dans Lukoil. Marketing Depuis 2003, allègement du portefeuille R&M de la plupart des majors combiné à une croissance externe ciblée Plus de 22 G$ de cessions/acquisitions recensées sur la période 2003 - 2007, près des 3/4 sont des cessions - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  8. Majors Fonds & Holdings Indépendants IOC NOC Autres Modification du paysage concurrentiel depuis 2003 suite aux mouvements d’actifs des majors Cessions entre 2003 et 2007 A qui vendent les majors ? Acquisitions entre 2003 et 2007 A qui achètent les majors ? 2% 16% 17% 25% 27% 18 G$* 5,9 G$* 8% 9% 36% 21% 22% 17% 99 transactions 22 transactions *dont 1,5 G$ entre majors Les Indépendants et les Fonds & Holdings ont acquis près de 50% des actifs vendus par les majors - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  9. Les clés de notre rentabilité - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008 - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  10. ExxonMobil ExxonMobil Total Chevron Total BP Shell Shell Chevron BP La rentabilité de TOTAL parmi les meilleures Rentabilité des majors Rentabilité Aval* * ROACE estimés sur la base des données publiées pour les autres majors - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  11. Les clés de notre rentabilité +7,8% -2,5% -1,3% +4,3% -2,1% 17,0% -1,4% 12,2% Effets Internes : +3% Effets Externes : +1,8% ROACE 2003 Environnementraffinage en € Environnement marketing Inflation Effet Brent sur le BFR (+1,4 G€) Progrès et productivité nets Augmentation de l'actif net (+1,6 G€) ROACE 2007 - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  12. 2005 2006 2007 Dégradation du ROACE R&M sur les 3 dernières années, avec des évolutions contrastées suivant les centres de profits 25% DGRM 19% 17% 36% Raffinage 23% 19% 16% 12% MKE 14% 25% 28% SPE ALC ENCO 29% 20% 20% AMO 21% 12% 6% AP 10% 20% CEPSA 17% 13% - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  13. Les 10 principaux actifs* R&M porteurs de résultat en 2007 10,5 G€* Autres 6,2 G€ 38% '11-20 Top 10 Top 10 (RO Net) ROACE 2007 1. Raff Leuna 42% 2. Raff Anvers 25% 3. Mkt France 26% 4. Raff Port Arthur 75% 5. Mkt Turquie 36% 6. Raff Flessingue 23% 7. Total Lubrifiants 27% 8. Raff + Mkt Afrique du Sud 23% 9. Raff Lindsey 13% 10. Mkt Belux 31% 21% 1,8 G€* 4,3 G€ 41% 0,6 G€ 16% 15% 69% 1,3 G€ RO Net CMO En 2007, les 10 premiers actifs* représentent 69% du résultat du R&M et 41% des CMO * Hors CEPSA - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  14. CORPO DHC Huelva (Cepsa) DHC Normandie HDS Lindsey HDS Leuna ASIE-P AMO SPE ENCO ALC MKE 550 M€ 300 M€ 120 M€ 1,14 G€ RAFF Coker PAR Jubail Réseau AMO Réseau Europe 1,7 G€ 1,4 G€ 235 M€ (2007) 85 M€ (2007) Lubrifiants Monde Seagull S-Oil Réseau Asie 52 M€ (2007) 56 M€ 17 M€ (2007) 14 M€ Poursuite de l’effort d’investissement Capex R&M Liquidations en G€ Principaux investissements* Adaptation du raffinage européen 2,53 2,13 Grands projets raffinage Marketing 1,85 1,67 Spécialités Asie-Pacifique R06 R07 BU08 Moyenne PLT09-18 * Change : 1€ = 1,5$ Des investissements soutenus sur les premières années du plan du fait des grands projets du raffinage - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  15. Coker PAR Jubail 21% 20% 23% 18% 21% 17% 21% 21% 21% 16% 16% 14% 13% 13% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 1% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Coker Port Arthur et Jubail, deux projets porteurs de rentabilité Port Arthur Jubail • CAPEX : 13 G$ Part TOTAL : 2,3 G$ • TRI : 11,8% • CAPEX : 2,2 G$ • TRI : 13,7% Brent : 80$/b ERMI : 44$/t Brent : 80$/b ERMI : 44$/t • Coker (50 kb/j) + HDS (64 kb/j) + DSV (55 kb/j) • Bruts : HTS 80%  100% Lourds 0%  50% • Produits : Fiouls lourds : -75% Distillats : +45% • Économie robuste dans différentes configurations d’approvisionnement • Démarrage 2011(e) • Total (37,5%) - Saudi Aramco (37,5%) – Bourse de Riyad (25%) • 400 kb/j d’Arab Heavy • Allocation en gaz naturel au prix du Royaume pour les utilités • DHC, FCC/Alkylation, delayed coker • Produits en majorité dédiés à l’export : 55% distillats, 20% essences, pas de fuels lourds • Démarrage 2012(e) ROACE Coker Port Arthur ROACE Jubail - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  16. 20 000 30% 15 000 20% 10 000 RO Net 2007 2018 Δ 2 050 3 532 +42% 10% Cash Flow Dispo 5 000 2007 2018 Δ 1 075 3 122 +66% 0 0% R07 PC08 PLT09 PLT10 PLT11 PLT12 PLT13 PLT14 PLT15 PLT16 PLT17 PLT18 Évolution des principaux indicateurs sur la durée du plan Principaux indicateurs R&M de 2007 à 2018 (en M€ courants) CMO 31 Déc. 2007 2018 Δ 12 212 17 435 +30% ROACE 2007 2018 Δ 17,0% 20,2% -- Liquidations 2007 2018 Δ 1 651 1 591 -4% - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  17. Nécessité d’adapter notre outil de raffinage européenau nouvel environnement Environnement Objectifs Scénarii étudiés  du brent Adapter l’outil à la demande future  des marges de raffinage pour les raffineries les moins convertissantes Améliorer le taux de conversion Adapter la capacité de raffinage à la demande Limiter l’exposition à une dégradation des marges de raffinage  des excédents essence en Europe et réduction des imports US Contrôler les besoins en capitaux  des déficits diesel en Europe Concentrer les investissements sur les sites prometteurs Maîtriser le BFR Améliorer les performances énergétiques et CO2  du marché du FOD  coût de l’énergie Préparer le Raffinage au Peak-Oil  coût du CO2 à partir de 2013 Cession des actifs les moins rentables Partenariat avec un NOC - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  18. Des programmes de performance qui représentent 1,2 G€ d’ici 2012 Impacts des plans de performance (M€) MARKETING 390 M€ à fin 2012 RAFFINAGE 830 M€ à fin 2012 RAFFINAGE MARKETING AMBITIONAmélioration des performances180 actions DELTAMaîtrise des coûts de maintenance EUROSTAR(y/c Copernic)Programme performance Européen KISRéorganisation Marketing Allemagne PEAKERéorganisation Marketing Royaume-Unis SpécialitésRéorganisationLubrifiants & GPL Dont 75 M€ dans les fonctions support - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

  19. Russie Canada Algérie Iran Jordanie Arabie Saoudite Caraïbes Fidji Tonga Samoa Indonésie + - Risque Pays Rating COFACE 2007 Australie Nouvelles Implantations R&M depuis 2005 Être présent dans les zones de croissance dans un environnement de plus en plus contraignant • Risque politique • Contraintes réglementaires • Incertitudes du cadre fiscal ou contractuel • Insécurité • Problématique de pouvoir d’achat • Recherche de partenaires producteurs • Recherche de fournisseurs globaux Demande en 2007 pour les pays en développement Asie 25,1 Mb/j +2,6% Chine 7,6 Mb/j +4,6% Moyen -Orient 6,6 Mb/j +3,8% Demande 2007 (Mb/j) Croissance Annuelle 2007-2010 Amérique Latine 5,6 Mb/j +1,4% Inde 2,8 Mb/j +2,8% Afrique 3,1 Mb/j +2,1% - Séminaire DGRM – Venise - juin 2008

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