etude sectorielle

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etude sectorielle

ETUDE SECTORIELLE
RECHERCHE ACTIONS
24 novembre 2010
Europe
115.18
Energie
95.18
75.18
55.18
nov -07
av r-09
août-10
DJ St oxx Ener gie
Rel. DJ St oxx
Des opportunités pour jouer les déséquilibres mondiaux
dans l’aval pétrolier
Source : Natixis
Analyste(s)
Julien Laurent
[email protected]
Anne Pumir
[email protected]
Hager Bouali
[email protected]
(33 1) 58 55 05 38
(33 1) 58 55 05 20
(33 1) 58 55 05 29
A l’occasion d’une conférence thématique que nous organisons à Paris, nous
dressons dans cette étude les effets de la crise sur l’industrie du raffinage et les
différentiels de croissance entre les pays développés et pays en voie de
développement.
Après 4 années d’activité soutenue pour l’industrie du raffinage (« l’âge
d’or »), 2009 a marqué un fort retournement avec un taux d’utilisation en baisse
de 3,5 points dans le monde à 81,1%. La restructuration en Europe est
enclenchée : les fermetures des raffineries de Teeside, Dunkerque, Reichstett, et la
réduction de la capacité de celle de Gonfreville sont un début mais de nombreuses
installations sont ouvertement à vendre. Par ailleurs, le marché est fragilisé par : la
baisse de la demande américaine, qui absorbait jusqu’à présent le surplus
européen, les objectifs d’incorporation de biocarburants, le renforcement des
normes des produits, et l’application de quotas de CO2 dans une industrie où la
concurrence est mondiale.
Nous identifions deux tendances de fonds pour l’avenir : 1/ un besoin renforcé
de capacités logistiques (terminaux et stockage) pour répondre à une hausse des
flux inter-régionaux et aux spécificités des demandes locales (les sous-capacités de
production de diesel en Europe par exemple) ; 2/ un besoin d’investissement
pour mettre l’outil de raffinage aux nouveaux standards de production en
termes de spécificités environnementales, avec notamment le craquage des résidus
lourds en fond de cuve des navires.
Ces tendances correspondent aux thématiques d’investissement de Rubis
(Acheter ; Objectif 105 € vs 88 €) et Heurtey Petrochem (Acheter ; Objectif
30 €). Rubis, via son activité Terminaling, est un acteur incontournable de la
logistique pétrolière comme l’ont mis en évidence les grèves des raffineries
françaises des dernières semaines. Heurtey Petrochem, société spécialisée dans
l’ingénierie-construction de fours de raffineries, accompagne la croissance des
capacités des pays en voie de développement et l’adaptation nécessaire des
installations existantes dans les pays développés.
Equity Markets
equity.natixis.com
Accès Bloomberg
NXSE
Ce document est distribué aux Etats-Unis. Merci de lire
attentivement l'avertissement en fin de document.
Sociétés
Opinion
Cours
Objectif
Heurtey Petrochem
Rubis
Acheter
Acheter
23,00 €
87,75 €
30,00 €
105,00 €
Médiane
EQUITY MARKETS
BANQUE DE FINANCEMENT et D'INVESTISSEMENT / ÉPARGNE / SERVICES FINANCIERS SPÉCIALISÉS
PE (x)
VE/REX (x)
VE/CA (x)
2010
2011
2010
2011
2010
2011
13,0
18,0
9,8
16,4
3,9
14,1
2,5
12,7
0,2
1,1
0,1
0,9
15,5
13,1
9,0
7,6
0,6
0,5
ETU DE SEC TOR IELL E
Sommaire
1. Le ralentissement mondial déséquilibre l’industrie du raffinage
3
Une demande mondiale en baisse
3
Une offre mondiale qui pèse sur les taux d’utilisation
4
2. L’Europe : le maillon faible
6
Une demande atone
6
Tarissement de la demande américaine d’essence : la fin d’un débouché
6
Des contraintes environnementales croissantes
8
3. Une adaptation en cours
12
Les majors se restructurent
12
Les nouveaux entrants cherchent une place
13
4. Des acteurs bien positionnés pour les nouveaux besoins
15
Des investissements nécessaires pour adapter l’outil
15
Adapter la logistique à des flux en évolution
16
Rubis et Heurtey Petrochem bien positionnés sur ces thématiques
17
5. Annexe
18
6. Fiches valeurs
19
Heurtey Petrochem
21
Le tropisme des émergents
21
La technique nécessaire à l’adaptation du raffinage
23
L’IFP : plus qu’un actionnaire, un partenaire
25
Croissance des résultats : fruits d’une meilleure exécution
26
Objectif de cours de 30 €
28
Rubis
33
Un acteur conquérant dans un marché mature
33
Positionné sur des niches rentables en aval
35
Des opportunités de croissance à saisir
40
42
Energie
I2
1.
Le ralentissement mondial déséquilibre
l’industrie du raffinage
La crise économique a fortement impacté le secteur du raffinage qui commençait à marquer des
signes de redressement sur la période 2005/2008. Certains observateurs parlaient alors d’âge d’or.
La baisse de la demande finale en produits distillés en 2009 s’est conjuguée à l’arrivée de nouvelles
capacités qui ont déstabilisé l’équilibre de marché. Les taux d’utilisation des capacités sont en forte
baisse et les surcapacités seront durables dans les pays de l’OCDE alors que les pays en voie de
développement resteront importateurs compte tenu de la forte croissance de leur consommation.
Une demande mondiale en baisse
Entre 1987 et 2007, la consommation mondiale de pétrole a cru de 1,6% par an. 2008 a marqué une
rupture de tendance avec une baisse de la consommation mondiale de brut de 0,7%, qui s’est
amplifiée en 2009 pour atteindre -1,3%. Avec la reprise progressive de l’économie, l’Agence
Internationale de l’Energie (AIE) prévoit une progression de 2,5% en 2010 et 1,5% en 2011
mais cette croissance est concentrée sur la zone hors OCDE.
La consommation
des pays hors
OCDE devient
supérieure à celle
des pays
développés en
2013.
Au cours des 20 dernières années, la consommation de pétrole dans les pays de l’OCDE a
augmenté en moyenne de 0,5% par an alors que celle des pays hors OCDE progressait à un rythme
annuel de 4,5%. Selon l’AIE, ce différentiel de croissance de la demande devrait se maintenir sur les
5 prochaines années avec une légère baisse dans les pays de l’OCDE (-0,29%/an en Amérique du
Nord et -0,56% en Europe) alors que la demande des pays hors OCDE devrait passer de 39,3 Mb/j
en 2009 à 48,2 Mbj en 2015, soit une progression moyenne de 3,5%/an. Ainsi, la demande des
pays hors OCDE deviendra supérieure à celle des pays OCDE à partir de 2013.
Graphique 1 : Prévision de croissance de demande de produits pétroliers
Sources : Natixis d’après AIE
Energie
I3
Chine : 45% de la
croissance
attendue de la
demande
mondiale.
Notons la place prépondérante de la Chine dont la consommation est attendue en croissance
annuelle moyenne de 5,5% sur les 5 prochaines années: à elle seule, la Chine représente ainsi près
de 45% de la croissance attendue de la demande mondiale.
Une offre mondiale qui pèse sur les taux d’utilisation
Les capacités mondiales de raffinage ont augmenté de 2 Mb/j en 2009, soit 2,2% et le raffineur
américain Valero estime qu’elles progresseront encore de 1,7 Mb/j en 2010 et 1,6 Mb/j en 2011.
L’AIE estime qu’elles devraient augmenter de 9 Mb/j d’ici 2015, soit un TMVA de 1,6%, auquel la
Chine contribue pour plus d’un tiers.
Après 4 années d’activité soutenue après 2004 (taux d’utilisation de plus de 85% au niveau mondial
contre 82,7% les quinze années précédentes), le taux d’utilisation des raffineries a été en net recul
en 2009. Nous noterons notamment la baisse de 5 points des taux d’utilisation dans l’Union
Européenne à 82,1%. D’une façon générale, le taux d’utilisation des capacités mondiales de
raffinage a baissé de 3,5 points à 81,1% en 2009.
Graphique 2 : Taux d’utilisation des raffineries depuis 1980
100
90
80
70
60
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
50
Amérique du Nord
Moy en-Orient
Reste de l'Asie
Amérique du Sud
Afrique
Ex Union sov iétique
Union Européenne
Chine
Total monde
Sources : BP, Natixis
L’utilisation des capacités de raffinage des anciens pays soviétiques reste très faible. Ces
installations étant âgées et les capacités de conversion ne correspondant pas forcement aux
normes des produits européens. Cependant, des projets de modernisation importants sont prévus.
6,8 Mb/j de
surcapacités de
raffinage en 2009.
D’après les données du BP Statistical Review, les surcapacités de raffinage pouvaient être évaluées
à 6,8 Mb/j en 2009 contre 3,5 Mb/j en 2008 et 2,3 Mb/j en 2007. Compte tenu de l’importance des
frais fixes et des lourdes maintenances à réaliser sur les sites, nous considérons que le taux
d’utilisation théorique d’une raffinerie pour assurer sa rentabilité dans des conditions
techniques optimales est compris entre 85 et 95%. L’AIE estime que le taux d’utilisation
mondial sera encore en recul à 78% en 2015.
Les projections de Total montrent encore des surcapacités en Amérique du Nord et en Europe en
2015 tandis que la Chine et l’ex-URSS seront encore sous-capacitaires.
Energie
I4
Graphique 3 : Capacités excédentaires de raffinage
Source : Total
Les surcapacités sont désormais similaires à celles constatées entre 1999 et 2002. Elles
proviennent d’une dégradation des deux composantes de l’équilibre de marché :
−
Une baisse de la demande dans les pays occidentaux (-4,1% en Amérique du Nord en 2009 et
-4,2% en Europe) qui n’est que partiellement compensée par la hausse de la consommation en
Chine (+6,7%) et en Inde (+3,7%).
−
Une hausse des capacités de raffinage mondiales de 6,4% en 2009, notamment soutenue par
des progressions de 10,5% en Chine et 19,5% en Inde (avec notamment la mise en service de la
raffinerie de Jamnagar au S2 09 dont les capacités de 580 Mb/j sont essentiellement dédiées à
l’exportation).
Energie
I5
2.
L’Europe : le maillon faible
En Europe, la demande de carburants est en baisse structurelle. La diésélisation du parc se poursuit
et les Etats-Unis ne sont plus un débouché aussi important qu’auparavant pour les excédents
européens d’essence. Par ailleurs, la hausse de l’incorporation de biocarburants limite encore la
demande en carburants conventionnels. Les moyens de financement des opérateurs européens
sont relativement limités alors que les exigences environnementales sur les produits sont
renforcées.
Une demande atone
Europe : une
consommation
tendanciellement
en baisse.
La demande des pays membres de l’Union Européenne est en hausse annuelle moyenne de 0,12%
sur les 20 dernières années, mais a baissé de 0,22% sur la dernière décennie. Elle a chuté de 5,8%
en 2009, dont une baisse de plus de 8% pour le fioul. L’AIE estime qu’elle devrait baisser de 0,7%
par an, passant de 15 Mb/j en 2009 à 13,9 Mb/j, en 2015.
D’une façon générale, la demande des pays OCDE est tendanciellement en baisse, en raison d’un
poids déclinant de l’industrie dans l’économie, des gains d’efficience, et d’un vieillissement de la
population qui se traduit par une demande plus faible de déplacements.
Graphique 4 : Evolution de la consommation européenne d’ici 2015
Demande européenne de produits en 2015e
Essence
12%
Croissance de la demande par produits entre 2009/2015e (en Kb/j)
Kérosène
10% Naptha
8%
Fioul
8%
GPL
Diesel
6%
33%
Autres distillats
Autres
Essence
GPL et naphta
Autres
Distillats
Fioul
Total (échelle droite)
12%
11%
Source : Natixis d’après AIE
Compte tenu des primes à la casse pour favoriser la reprise économique et de politiques fiscales
incitatives à la poursuite de la diésélisation du parc de véhicules automobiles, la demande
d’essence en Europe est attendue en baisse annuelle de 5% jusqu’en 2015 vs une légère
progression de 0,6% pour le gasoil.
Tarissement de la demande américaine d’essence : la
fin d’un débouché
Avec une hausse moyenne de sa demande au cours des 20 dernières années, les Etats-Unis
représentent encore 22% de la consommation mondiale de brut en 2009, malgré une baisse de
4,9% en 2009.
Energie
I6
Baisse de 13,7%
des importations
américaines
d’essence en 2009.
Le poids de l’essence dans le mix de consommation de l’Amérique du Nord (Etats-Unis et Canada)
atteindra 45% en 2015 contre 20% pour le gasoil et les autres distillats. Cependant, une part de la
croissance de cette consommation est captée par des volumes d’éthanol, qui devrait correspondre à
15% de la consommation en 2015. Les Etats-Unis sont considérés historiquement comme un
débouché naturel pour le surplus de production en provenance d’Europe, qui elle-même est en
déficit de diesel. Ainsi, les importations totales d’essence des Etats-Unis ont chuté de 6,4% en 2008
et de 13,7% en 2009. Le poids des importations qui représentait plus de 12% de sa consommation
entre 2005 et 2008 est descendu à 10,5% en 2009.
Tableau 1 : Evolution des importations d’essence aux Etats-Unis
En Kb/j
2004
2005
2006
2007
2008
Var. (%)
2009
Var. (%)
Importations totales
dont France
dont Allemagne
dont Italie
dont Pays-Bas
dont Norvège
dont Russie
dont Suède
dont Royaume-Unis
Consommation américaine
947
38
19
31
75
14
35
14
102
9 105
1 113
39
28
34
116
14
69
14
114
9 159
1 144
68
26
47
133
31
52
20
117
9 253
1 166
63
34
39
99
34
54
12
151
9 286
1 091
81
22
43
126
25
49
15
124
8 989
-6,4
28,6
-35,3
10,3
27,3
-26,5
-9,3
25,0
-17,9
-3,2
942
51
15
17
107
28
27
11
118
8 997
-13,7
-37,0
-31,8
-60,5
-15,1
12,0
-44,9
-26,7
-4,8
0,1
10,4
12,2
12,4
12,6
12,1
Importations totales en % de la consommation
10,5
Sources : Natixis d’après des données EIA
Le « Energy Independence and Security Act » de 2007 (EISA) prévoit une réduction de 20% de la
consommation nationale en 10 ans. L’administration américaine a fixé en avril dernier un objectif de
6,63 l pour 100 km (correspondant à 35,5 miles par gallon) en moyenne pour les véhicules
particuliers et utilitaires légers d’ici 2016. Ce chiffre est à comparer à une estimation de 8,52 l pour
100 km actuellement, soit un gain d’efficience attendu de 22% en 5 ans.
Graphique 5 : Indicateurs de demande d’essence aux Etats-Unis
Sources : AIE et DoE (Nb : VMT : Vehicle-miles travelled)
L’éthanol
cannibalise
l’essence.
Par ailleurs, les Etats-Unis produisent déjà 0,5 Mb/j de biocarburants en 2009, dont plus de 90%
d’éthanol. L’incorporation d’éthanol dans l’essence est aujourd’hui autorisée à hauteur de 10% et
l’Agence de protection de l’environnement (EPA) vient de porter en octobre 2010 cette limite à 15%
pour les véhicules construits après 2007.
Energie
I7
Des contraintes environnementales croissantes
Renforcement des spécifications des produits
Les spécificités de produits distillés sont tendanciellement renforcées pour réduire non seulement
les émissions de CO2 et ses conséquences au niveau du réchauffement climatique mondial, mais
également la pollution au niveau locale liée aux particules rejetées après la combustion dans le
moteur.
Le fioul marin : la
cible des
renforcements de
normes.
Après les normes Euro 5 et Euro 6, nous considérons que les politiques environnementales des dix
prochaines années devraient se concentrer sur les soutes marines (bunker fuel) qui restent
aujourd’hui un débouché important pour les coupes les plus lourdes des raffineries. Le renforcement
de ces spécificités nécessitera des investissements significatifs en conversion profondes pour
craquer les résidus. L’Organisation Maritime Internationale (IMO), qui est une institution spécialisée
des Nations Unies, a amendé en 1997 la convention dite « Marpol » qui régit la prévention de la
pollution maritime. L’annexe VI de cette convention prévoit deux plafonds de teneur en souffre des
fiouls de soute :
−
Pour la zone ECA (Emission Control Areas, qui couvre la mer Baltique, la mer du Nord, et une
grande partie des côtes américaines et canadiennes) : un plafond de 1% à partir du 1er juillet
2010 (vs 1,5% précédemment), puis 0,1% à partir de 2015.
−
Pour le reste du monde : le plafond passera à 3,5% en 2012 (vs 4,5% actuellement) puis à 0,5%
à partir de 2020.
Graphique 6 : Evolution des spécificités des produits pétroliers (en particules par millions)
Diesel et essence
Fiouls de soute
50 000
100
45 000
40 000
80
35 000
30 000
50
50
20 000
15 000
30
15
2005
Diesel US
Diesel et essence Europe
15
10
2010
10 000
10 000
5 000
Californie
2005
Essence US
2010
Zone ECA
2012
1 000
2015
2020
Reste du monde
Source : Natixis
La Californie a anticipé ces mesures en imposant aux bateaux approchant à moins de 24 miles
nautiques de ses côtes une limite de 0,1% de teneur en souffre à partir de janvier 2012 contre une
limite déjà restrictive de 1,5% aujourd’hui.
Hausse de l’incorporation de biocarburants
La directive européenne 2009/28/EC a pour objectif de porter à 10% le poids des énergies
renouvelables dans le transport à horizon 2020. Cette directive pose au préalable que les
biocarburants doivent générer au minimum une économie de 35% d’émissions de gaz à effet de
Energie
I8
serre par rapport à l’énergie fossile et ce minimum sera porté à 50% en 2017, puis 60% en 2018.
Cependant, ces limites sont difficilement atteignables si la productivité des terres agricoles ne
change pas. En d’autres termes, des avancées technologiques (biocarburants de seconde ou
troisième génération) seront nécessaires pour atteindre ces objectifs.
Graphique 7 : Objectifs d’incorporation de biocarburants des pays Européens en vigueur en 2010
Source : Natixis d’après Neste Oil
Biocarburants en
France : la TGAP
est fortement
incitative pour les
distributeurs.
En France, les distributeurs de carburants sont soumis à la TGAP (Taxe Générale sur les Activités
Polluantes). Cette taxe s’applique si les opérateurs n’atteignent pas les objectifs d’incorporation de
biocarburants. Proportionnelle entre l’objectif fixé et le pourcentage réellement incorporé, elle est
fortement incitative.
La TGAP a représenté un total de plus de 80 M€ en 2008, 130 à 150 M€ en 2009, et devrait être
supérieure à 400 M€ en 2010. La France ayant devancé la directive européenne, l’obligation
d’incorporation est montée à 7% (sur pci - pouvoir calorifique inférieur) en 2010, aussi bien pour le
biogazole que pour le bioéthanol en 2010, contre 6,25 % en 2009.
Tableau 2 : Objectif et réalisation d’incorporation de biocarburants en France
En %
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Objectif de taux d'incorporation (pci pouvoir calorifique inférieur)
Réalisation
1,20
nd
1,75
1,76
3,50
3,57
5,75
5,71
6,25
6,04
7,00
na
Source : DGEC
Néanmoins, les volumes disponibles de biocarburants sont aujourd’hui insuffisants malgré une
hausse annuelle moyenne de 53,5% depuis 2006 des volumes de biocarburants issus d’unités
agrées en France.
Energie
I9
Tableau 3 : Production de biocarburants en France
En Kt
2006
2007
2008
2009
TMVA 2006/2009 (%)
807
146
94
567
1 567
189
232
1 146
2 675
215
375
2 085
2 919
407
417
2 095
53,5
40,7
64,3
54,6
Biocarburants
dont ETBE
dont éthanol
dont EMAG (biodiesel)
Source : DGEC
La taxation des émissions de CO2 comme une épée de Damoclès
Dans le cadre du protocole de Kyoto, l’Union Européenne, via un système de bourse de quotas de
CO2 (EU ETS : European Union Emissions Trading Scheme), impose depuis 2005 un plafond
d’émissions à environ 11 400 installations industrielles. Chaque année, ces quotas sont fixés par le
plan national d’allocation de quotas dans lequel les raffineries représentent 8% des émissions en
Europe en 2009. Aujourd’hui, ces derniers sont alloués gratuitement mais ils devraient devenir
progressivement payants à partir de 2013. Cependant, compte tenu de la sensibilité à la
concurrence internationale, le poids des quotas mis aux enchères reste incertain et a priori, une
partie sera encore attribuée gratuitement sur la base de benchmark d’émissions de référence.
Graphique 8 : Allocation des quotas d’émission de CO2 dans l’Union Européenne en 2009
Ciment
11%
Métallurgie
10%
Raffineries
Combustion
8%
(dont électricité)
Céramique et
65%
v erre
Autres
Papier et carton
2%
2%
2%
Source : Commission européenne
La fiscalité limite la
visibilité
nécessaire aux
investissements.
Compte tenu de la faible mobilité de l’outil industriel, les futurs investissements en Europe pâtissent
en effet d’une visibilité altérée sur la fiscalité environnementale. La réglementation mise en place,
notamment en Europe, implique une réduction des niveaux actuels de pollution locale (SO2, NOx,
PM, CO, etc.) et globale (via les plans d’allocation des quotas de CO2) dans les raffineries. Cela
implique la mise en œuvre accrue de techniques de réduction des émissions ou de technologies de
captage de CO2.
L’industrie pétrolière du raffinage et de la distribution est un employeur majeur dans l’Union
Européenne qui occupe 600 000 personnes dont 100 000 dans des raffineries et 500 000 dans la
logistique et le marketing. Le raffinage est un employeur important de personnes hautement
qualifiés et disposant d’une expertise scientifique et technique forte. Dans ce sens, il n’est pas dans
l’intérêt de l’Union d’imposer des contraintes trop fortes à ses raffineurs qui impacteraient une
compétitivité déjà altérée face à la concurrence internationale. De plus, le secteur pétrochimique
emploie plus de 778 000 personnes.
Energie
I 10
Selon les données du cabinet Purvin & Gertz, les raffineurs européens ont investi en moyenne plus
de 6 Md$/an au cours des 20 dernières années. Ces investissements ont notamment permis de
réduire de 13% l’énergie autoconsommée dans le process de raffinage. Cette optimisation est
notamment liée à l’usage étendu de la cogénération et des améliorations en matière de catalyse.
Les émissions de souffre (SO2) par tonne de produit raffiné sont également en baisse régulière
depuis 30 ans.
Graphique 9 : Evolution de l’intensité énergétique et des émissions de souffre des raffineries européennes
Sources : Livre Blanc du raffinage européen
Graphique 10 : Cadre légal du raffinage en Europe
Source : Livre blanc du raffinage en Europe
Energie
I 11
3.
Une adaptation en cours
Les raffineurs européens ont déjà annoncé des fermetures de site aux cours des deux dernières
années mais de nombreuses installations sont ouvertement à vendre. Les raffineurs pure player,
comme Petroplus, souffrent particulièrement d’un environnement dégradé. Les transactions dans le
secteur permettent aux compagnies étrangères, notamment russes, de prendre des positions afin
de sécuriser des débouchés pour leur production de brut.
Les majors se restructurent
Déjà 3 raffineries
fermées en
Europe.
En Europe, l’ajustement commence à se faire par les fermetures déjà annoncées des raffineries de
Teeside (R-U, 117 000 b/j), de Dunkerque (France, 137 000 b/j), de Reichstett (85 000 b/j), et la
réduction des capacités de la raffinerie de Gonfreville en France (94 000 b/j). Par ailleurs, au vu du
nombre de raffineries officiellement mise en vente, de nouvelles fermetures peuvent être envisagées
faute de repreneurs dans cet environnement.
En Europe, Total, qui a déjà réduit les capacités de la raffinerie de Gonfreville et fermé celle de
Dunkerque, souhaite également se désengager de la raffinerie de Lindsay au Royaume-Uni, de son
réseau de 480 stations-service et mettre fin à un accord de distribution auprès de 300 stations
indépendantes opérant sous son logo dans ce pays.
En France, Shell et BP ont déjà choisi de sortir du marché du raffinage :
−
Shell a vendu en 2008 ses raffineries de Petit Couronne (154 000 b/j) et Reichstett (85 000 b/j)
pour un montant total de 785 M$ (y compris reprise de stocks), faisant alors ressortir une
valorisation de 3 284 $ par baril de capacité de distillation. En 2007, le groupe avait déjà vendu à
Basell, pour 700 M$, sa raffinerie (105 000 b/j) et ses activités chimiques situées à Berre-l'Etang.
−
BP a, dans un premier temps, en 2006, cédé pour 9 Md$ l’ensemble de ses activités
pétrochimiques (dont la raffinerie de Lavera) au groupe chimique Ineos. Le groupe a ensuite
cédé en 2010 son réseau de 416 stations-service pour un montant estimé à 180 M€ à la société
israélienne Delek.
Selon le cabinet JBC Energy, les capacités de raffinage non rentables en Europe s’élèveraient à
2,5 Mb/j d’ici 2013 et 3,1 Mb/j d’ici 2020 en raison de la baisse des exportations d’essence vers les
Etats-Unis, et d’une concurrence accrue des importations de diesel en provenance de Russie et
d’Asie.
L’Europe sera donc le théâtre de restructurations majeures de son industrie du raffinage. Au delà
des fermetures déjà annoncées, de nombreux sites sont en vente et il n’est pas certain qu’ils
trouvent des repreneurs. Quoi qu’il en soit, les acheteurs potentiels sont en position de force et les
prix relativement bas. Au lieu de fermer simplement les sites, les raffineries sont souvent
transformées en terminaux afin d’éviter des coûts importants de démantèlement et de dépollution.
Energie
I 12
Tableau 4 : Cessions ou fermetures de raffineries envisagées ou réalisées en Europe depuis 2008
Compagnies
Raffineries
Pays
Total
Lindsey
Royaume-Uni
Dunkerque
France
Gonfreville
France
Flessingue (45%)
Pays Bas
Petroplus
RD Shell
Capacité Evolution du statut
(b/j)
221 000 En vente
137 000 Transformation en terminal
94 000 Fermeture d'une unité de distillation
147 000 Vendue en septembre 2009
Reichstett
Teeside
Royaume-Uni
Gothenburg
Suède
Stanlow
Royaume-Uni
233 000 En vente
Hamburg
Allemagne
110 000 En vente
Heide
Allemagne
Petit Couronne
France
154 000 Vendue en mars 2008
Reichstett
France
85 000 Vendue en mars 2008
Ceska (13,3%)
Berre
France
Chevron
Pembroke
Royaume-Uni
ConocoPhillips
600 Lukoil
France
République Tchèque
Valeur Acquéreur
(M$)
85 000 Vendue fin octobre 2010
640 Keele Oy
91 000 En vente
195 000 Vendue en novembre 2009
Vendue en avril 2008
785 Petroplus
Petroplus
125 Mero
700 LyondellBasell
210 000 En vente
Wilhelmshaven
Allemagne
260 000 En vente ou en transformation
Ineos
Grangemouth
Royaume-Uni
200 000 Vente envisagée
Murphy Oil
Milford Haven
Royaume-Uni
130 000 En vente
PDVSA
50% JV Ruhr Oel
(4 raffineries : Gelsenkirchen,
Schwedt, Neustadt, Karlsruhe)
Allemagne
1 020 000 Vendue en octobre 2010
1 600 Rosneft
Sources : Sociétés, Natixis
Les nouveaux entrants cherchent une place
Le M&A sectoriel au cours des dernières années a fait apparaître de nouveaux acteurs
intermédiaires spécialisés dans l’aval (Valero et Tesoro aux Etats-Unis, Petroplus en Europe) qui
ont acquis des actifs « délaissés » par les grandes compagnies intégrées au profit d’investissements
plus rentables dans l’amont.
Les compagnies russes à la recherche de débouchés
Les transactions sur des actifs européens offrent l’opportunité pour des sociétés étrangères d’entrer
dans un marché de grande taille afin de sécuriser des débouchés pour leur production de brut. Ce
mouvement est particulièrement remarquable pour les compagnies russes.
Lukoil
particulièrement
présent.
Lukoil a signé en 2008 un accord de JV avec ERG pour prendre une participation de 49% dans la
raffinerie d’ISAB pour un montant de 1,3 Md€. Par ailleurs, Erg dispose d’une option de vente sur
ses 51% dans cette JV, exerçable d’ici 2012. Les deux sociétés ont également annoncé une
nouvelle collaboration en juillet 2010 pour développer des projets communs dans l’énergie éolienne.
Lukoil a également acquis la participation de 45% cédée par Dow Chemical dans la raffinerie de
Flessingue pour 725 M$. En 2009, la presse a rapporté l’intérêt de la société russe Lukoil (ainsi que
la compagnie chinoise CNPC) pour l’activité raffinage de Repsol YPF ou pour le site de Whitegate
(71 000 b/j) opéré par ConocoPhillips en Irlande.
Energie
I 13
En mars 2009, Surguneftegas a racheté la participation de 21,2% d’OMV dans le capital du raffineur
hongrois MOL pour 1,4 Md€. Cependant, les relations de ce nouvel actionnaire russe, tant avec le
management de MOL qu’avec le gouvernement hongrois, restent très tendues.
En octobre 2010, Rosneft a annoncé la signature d’un accord avec PDVSA pour acquérir sa
participation de 50% dans la JV Ruhr Oel, formé avec BP. Cette participation est estimée à 1,6 Md$.
La JV opère les raffineries et les complexes pétrochimiques associés de Gelsenkirchen, Schwedt,
Neustadt, Karlsruhe qui sont situées en Allemagne. L’acquisition de cette participation permettra à
Rosneft d’augmenter ses capacités de raffinage de 232 000 b/j (soit 6 900 $ par baril de capacité de
raffinage).
D’après la presse britannique, Gazprom serait également un éventuel acquéreur du réseau de plus
de 480 stations-service de Total en Grande-Bretagne.
Soulignons, enfin, la présence historique du fond souverain d'Abou Dhabi IPIC dans le capital de
Cepsa et d’OMV mais ces participations ne semblent pas motivées par des accords privilégiés
d’approvisionnements de brut en provenance des Emirats Arabes Unis.
Le modèle du raffineur indépendant peu convaincant
Un environnement
difficile pour
Petroplus.
En Europe, Petroplus se positionne comme un pure player consolidateur de l’industrie. Son
président depuis 2008, Thomas D. O'Malley, tente de répliquer son expérience américaine où il a
notamment dirigé puis vendu les raffineurs Tosco (vendu à Phillips en 2001) et Premcor (vendu à
Valero en 2005).
La société souffre cependant d’un environnement dégradé et s’est résignée à transformer en
terminaux ses raffineries de Teeside (R-U) et Reichstett Vendenheim (France) alors que cette
dernière avait été achetée en 2008.
La société se concentre désormais sur ses raffineries les plus complexes (Coryton, Ingolstadt,
Cressier et BRC) dont les marges sont plus élevées.
Energie
I 14
4.
Des acteurs bien positionnés pour les
nouveaux besoins
Ces tendances de fond du déséquilibre entre répartition géographique des capacités de raffinage et
besoins locaux sont à l’origine des thématiques d’investissement sur Heurtey Petrochem (Acheter ;
Objectif 30 €), et de Rubis (Acheter ; Objectif 105 € vs 88 €). La redéfinition en cours des équilibres
régionaux du raffinage permet en effet d’identifier deux tendances de fonds :
−
Un besoin renforcé de capacités logistiques (terminaux et stockage) pour répondre à une
hausse des flux inter-régionaux et aux spécificités des demandes locales (les sous-capacités de
production de diesel en Europe par exemple).
−
Un besoin d’investissement pour mettre l’outil de raffinage aux nouveaux standards de
production en termes de spécificités environnementales, avec notamment le craquage des
résidus lourds en fond de cuve des navires.
Des investissements nécessaires pour adapter l’outil
Selon l’IFP, les investissements de fonds dans l’outil de raffinage mondial étaient en croissance
modérée jusqu’à une reprise prononcée en 2007 (+9%) et 2008 (+8,6%). L’année 2009 était encore
en croissance (de 5,3%) en raison de l’inertie liée à la durée des chantiers de construction et les
investissements sont attendus stables en 2010 et 2011.
Graphique 11 : Dépenses mondiales de l’industrie du raffinage (en Md$)
70
60
TMVA : + 2,8%
50
40
TMVA : + 4,7%
30
20
TMVA : + 2,6%
10
Inv estissements
Maintenance
2011e
2010e
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
0
1998
Des
investissements
stabilisés à un
niveau élevé.
Cataly seurs et produits chimiques
Sources : IFP d’après HPI Market Data
Selon les prévisions du CERA, l’indice des coûts d’ingénierie et de construction dans l’aval pétrolier
(raffinage et pétrochimie) s’est redressé de 4% au cours de 12 derniers mois. Il reste 3,7% inférieur
à son pic de 2008, à 187 (à comparer à une base 100 en 2000). Il retranscrit, à la fois, une hausse
des marges des ingénieristes, mais également une inflation des coûts des matières utilisées dans la
construction, notamment l’acier.
Le CERA souligne que l’activité est tirée par les pays en voie de développement comme la Chine,
l’Inde et le Moyen-Orient, soutenue par une demande locale en hausse et des politiques
Energie
I 15
gouvernementales qui favorisent les investissements, malgré la faiblesse actuelle des marges de
raffinage, à l’inverse des pays développés.
Graphique 12 : Indice CERA des coûts d’investissements en aval pétrolier (base 100 en 2000)
S1 08 : 187
190
S2 10 : 180
170
150
S1 09 : 170
130
110
2000 : 100
90
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Sources : O&G journal d’après CERA
Le raffineur indien Essar estime ainsi que le coût moyen de construction d’une nouvelle raffinerie
(ou d’une unité supplémentaire sur un site existant) est d’environ 23 400 $ par baril de capacité de
raffinage par jour. Selon nos estimations, les nouvelles raffineries « sœurs » de Jubail et Yambu
(400 000 b/j de capacités), lancées par Saudi Aramco en 2009 et 2010, font apparaitre des coûts de
remplacement plus faibles d’environ 14 000 $ par baril de capacité.
Adapter la logistique à des flux en évolution
La crise et la baisse générale des taux d’utilisation des raffineries ont redessiné les flux de
produits. L’Amérique du Nord (incluant le Canada) reste structurellement importatrice d’essence en
provenance d’Europe. Ainsi, ces flux, qui atteignaient 190 Kb/j en 2000, ont augmenté à plus de
730 Kb/j en 2007 et 2008, mais ils ont chuté de 19% à 590 Kb/j en 2009.
Inversement, les flux d’importation en diesel des pays OCDE Européens restent en hausse de 19%
en 2009 à 1 033 Kb/j. Ces flux sont principalement en provenance de Russie (590 kb/j soit 57% du
total des importations de diesel) et d’Amérique du Nord (191 Kb/j soit 18% du total).
Graphique 13 : Principaux flux commerciaux de produits raffinés
Sources : Neste Oil d’après Wood Mackenzie
Energie
I 16
Pays OCDE :
substitution des
importations par
rapport à la
production locale.
Compte tenu des spécificités du mix de consommation des différentes zones (sous-capacités
d’essence en Amérique du Nord et de diesel en Europe), les flux de produits raffinés resteront
importants dans les prochaines années. Par ailleurs, certaines nouvelles raffineries du Moyen-Orient
et d’Asie se positionnent clairement pour l’export et, compte tenu, de leurs faibles coûts de
production. Elles devraient entrainer, dans une certaine mesure, une substitution des importations
dans les pays de l’OCDE par rapport à la production locale.
Rubis et Heurtey Petrochem bien positionnés sur ces
thématiques
Pour jouer les
grands
déséquilibres de
l’aval pétrolier au
niveau mondial.
Dans ce contexte, Rubis et Heurtey Petrochem se positionnent comme des véhicules
d’investissements de qualité pour jouer les grands déséquilibres de l’aval pétrolier au niveau
mondial.
− Rubis : une demande croissante d’actifs logistiques en Europe. Rubis se positionne sur 2
métiers : le stockage de produits liquides (49% du ROP 2010e) et la distribution de GPL et de
produits pétroliers (51% du ROP 2010e). La société est un acteur incontournable de la logistique
pétrolière (14% des importations françaises de produits pétroliers transitent par ses dépôts) par
son activité de stockage-terminaling et pour ses services d’additivation de biocarburants. Son
activité de distribution de GPL et de carburants se concentre sur des marchés de niches que la
société acquiert auprès des grandes compagnies pour les redynamiser.
− Heurtey Petrochem : un équipementier sollicité. Heurtey Petrochem est une société
d’ingénierie-construction spécialisée dans les fours de raffinage, de pétrochimie, et d’hydrogène.
Heurtey Petrochem accompagne la croissance des capacités des pays en voie de
développement et l’adaptation nécessaire des installations existantes dans les pays développés.
Energie
I 17
5.
Annexe
Tableau 5 : Principaux projets d’augmentation ou de réduction des capacités de distillation dans le monde
Country
Project
OECD North America
Canada
Shell Canada Ltd. - Montreal
Canada
Consumers' Cooperative refineries Ltd. - Regina
Mexico
PEMEX - Minititlan
United States Marathon - Garyville
United States Holly Corp. - Tusla
United States ConocoPhillips - Wood River
United States Motiva Enterprises LLC - Port Arthur
United States Valero St Charles
United States ConocoPhillips - Borger
United States ConocoPhillips - Wood River
OECD Europe
France
Total SA - Dunkirk
France
Total SA -Gonfreville
France
Petroplus- Reischtett
Greece
Motor Oil (Hellas) Corinth Ref. - Aghii Theodori
Poland
Grupa Lotos SA - Gdansk
Spain
Cia. Espanola de Petroles SA - Huela
Spain
Repsol YPF SA - Puertollano
Spain
Repsol YPF SA - Cartagena Murcia
OECD Pacific
Japan
Cosmo Oil Co. Ltd. - Sakai
Japan
JX Holding - Oita
Japan
JX Holding - Negishi
Japan
JX Holding - Mizushima
Japan
Showa Shell/Toa Oil Co. Ltd. - Ohgimachi Factory
New Zealand New Zealand Refining Co. Ltd. - Marsden Point
South Korea S-Oil Corp. Onsan
South Korea S-Oil Corp. Onsan
Non-OECD Europe
Bulgaria
Likoil - Bourgas
Romania
Petrobrazi SA - Ploisti
FSU
Belarus
P.O. Naftan refinery - Novopolostsk
Russia
Antipinsky Refinery - Antipinsky
Russia
Rosneft - Tuapse
Russia
Tatneft - Nizhnekamsk
Russia
Mari El refinery - Mari Republic
Russia
Antipinsky Refinery - Antipinsky
China
China
CNPC - Quinzhou
China
Sinopec - Tianjin
China
Sinopec - Qilu
China
Dongming Petrochemical - Dongming
China
Sinopec - Qingdao
China
CNPC - Fushun
China
CNPC - Yinchuan
China
Sinopec - Zhanjiang Donxing
China
CNPC - Pengzhou
China
Sinopec - Maoming
China
Sinopec - Wuhan
China
CNPC/PDVSA - Jieyang
China
CNPC/Rosneft - Tiajin
China
CNPC - Huhhot Petchem
Capacity
(kbd)
Start
Year
-130
30
150
180
-35
50
325
45
50
95
2010
2012
2010
2010
2010
2011
2012
2012
2013
2015
-141
2010
-94
2011
-85
2010
60
2010
90 2010/11
75
2010
30
2010
110
2012
30
-24
-70
-110
-120
35
50
50
2010
2010
2010
2010
2011
2010
2011
2011
50
50
2015
2012
60
50
140
140
54
70
2012
2010
2012
2012
2012
2013
200
200
50
60
50
110
100
66
200
90
60
400
200
70
2010
2010
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2013
2013
2013
Country
Project
China
China
China
China
China
China
Other Asia
India
India
India
India
India
India
India
India
India
Pakistan
Vietnam
Vietnam
Latin America
Brazil
Brazil
Brazil
Brazil
Brazil
Colombia
Colombia
Costa Rica
Jamaica
Venezuela
Middle East
Iran
Iran
Iraq
Iraq
Iraq
Iraq
Israel
Qatar
Saudi Arabia
Saudi Arabia
Saudi Arabia
UAE-Abu Dhabi
Africa
Algeria
Algeria
Angola
Cameroon
Chad
Ghana
Morocco
Niger
Sudan
Sinopec - Yangzi
Sinopec/KPC - Zhanjiang
Sinochem - Quanzhou
CNOOC/Shangdong Haihua - Haihua
Sinopec - Zhenhai
Sinopec - Caofeidian
Capacity
(kbd)
60
300
240
80
300
200
Start
Year
2013
2014
2014
2014
2015
2015
Indian Oil Co. Ltd. - Panipat
HPCL - Mumbai
BPCL - Kochi
Essar Oil - Vadinar
Bharat Oman Co. Ltd. - Bina
Indian Oil CO. Ltd. - Bina
ONGC - Mangalore
Indian Oil Co. Ltd. - Gujarat
HPCL/MITTAL - Bathinda
Byco Petroleum Pakistan Ltd. -Karachi
Petro vietnam/KPC/Idemitsu - Nghi Son
Vung Ro - Phu Yen
60
48
40
151
120
40
64
300
180
115
195
80
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2012
2013
2014
2011
2014
2015
Petrobras - Paulina
Petrobras (Clara Camarao)
Petrobras - Abreu e Lima
Petrobras- Comperj
Petrobras - Maranhao
ENAP - Cartagena
ENAP - Barrancabermeja
Recope/CNPC - Limon
Petrojam Ltd. - Kingston
PDV - Santa Ines
33
30
230
165
300
70
65
35
20
30
2010
2010
2013
2014
2015
2014
2014
2014
2013
2012
National Iranian Oil Co.- Arak
National Iranian Oil Co.- Lavan Island
SOMO- Daura
Kurdistan Govn.- Erbil
SOMO/TGE Addax -Taq Taq
SOMO - Basra
ORL - Haifa
Qatar Petroleum - Ras Laffan 2
Saudi Aramco- Rabigh
SATORP - Jubail
Saudi Aramco -Yanbu
Abu Dhabi National Oil Co. - Ruwais 2
80
21
70
20
20
70
60
146
50
400
400
417
2012
2013
2010
2010
2010
2011
2011
2015
2010
2014
2015
2014
Naftec SPA - Skikda
Naftec SPA - Arzew
Sonangol - Luanda
SONARA - Cape Limboh
CNPC - N'Djamena
Tema Oil Refinery Co. Ltd.
SAMIR - Mohammedia
CNPC - Ganaram
CNPC - Khartoum
32
2012
22
2012
35
2010
28
2014
20/30 2012/15
60
2011
40
2011
20
2012
50
2012
Sources : AIE, Natixis
Energie
I 18
6.
Fiches valeurs
Heurtey Petrochem
21
21
23
25
Croissance des résultats : fruits d’une meilleure exécution
26
28
Rubis
33
33
35
40
42
Energie
I 19
Energie
I 20
24 novembre 2010
Equip. et services énergétiques
157. 2
France
Acheter
Heurtey Petrochem
137. 2
117. 2
97. 2
ALHPC.PA / ALHPC@FP
77. 2
57. 2
nov -07
j ui n-08
j anv -09
j ui l -09
f év r -10 août -10
Heur t ey Pet rochem
Rel. DJ STOXX Small 200
Source : Natixis
Cours 23/11/2010
Objectif
Potentiel
Performance
Absolu
23,00 €
30,00 €
30,4%
1m
12 m
01/01
2,9%
23,7%
9,7%
Secteur
0,7%
-4,8%
-7,0%
DJS Small200
-0,6%
14,9%
12,7%
Extrêmes 12 mois
CAC MidSmall
DJS Small200
23,90 € / 17,75 €
6742,7
168,7
Capitalisation boursière
75,1 M€
Flottant
0,0%
Public
52,4%
Volume Jour
108 k€
Analyste(s)
Anne Pumir
[email protected]
Julien Laurent
[email protected]
Hager Bouali
[email protected]
Equity Markets
Accès Bloomberg
(33 1) 58 55 05 20
(33 1) 58 55 05 38
(33 1) 58 55 05 29
Heurtey Petrochem est une société d’ingénierie-construction spécialisée dans
les fours de raffinage, de pétrochimie, et d’hydrogène. Elle accompagne la
croissance des capacités des pays en voie de développement et l’adaptation
nécessaire des installations existantes dans les pays développés.
2008 a été pour Heurtey une année de transformation : le groupe a acheté son
principal concurrent, Petro-Chem Development, pour 25 M€. La même année, il a
crée une JV avec son partenaire roumain Beta pour accéder à des capacités de
fabrication à faibles coûts. Toujours en 2008, l’Institut Français du pétrole a pris une
participation de 35% (portée à 38,8% depuis) au capital du groupe et collabore
depuis sur des projets de Recherche et Développement de technologies de rupture
dans l’hydrogène et l’environnement. Le directeur général, nommé en février 2010,
est issu de l’IFP.
Après une phase de « digestion » de ces opérations en 2009, dans un marché
ralenti, nous prévoyons une amélioration de 50 pb de la marge opérationnelle en
2010 (à 4,2%) grâce à une structuration de l’activité et un renforcement des
équipes de management qui permettent une optimisation de l’exécution. Le
management a guidé sur un chiffre d’affaires 2010 supérieur à 225 M€. Le carnet de
commandes de 288 M€ au 30 septembre 2010 est en hausse annuelle de 4%, avec
une exposition toujours importante à l’Inde et à l’Asie (51% du CA sur 9 mois 2010).
Notre objectif de cours de 30 € est basé sur un PE moyen 2010/11 de 15x. Il ressort
proche du cours d’entrée de l’IFP en juillet 2008 (à 31,5 €). La valorisation actuelle à
moins de 10x (PE 11) nous semble attractive. Heurtey Petrochem est un véhicule
de croissance dont les marges sont en redressement grâce à une amélioration
de l’exécution. Le besoin d’équipement des pays émergents et le renforcement des
contraintes environnementales dans le raffinage sont des éléments de fond qui
soutiennent les perspectives. Nous attendons une hausse de 37% du BPA en 2010,
33% en 2011, et 25% en 2012.
equity.natixis.com
NXSE
Chiffre
d'affaires
(M€)
200,1
RNpg
publié
(M€)
2,8
BPA
corrigé
(€)
1,29
Var. BPA
PE
VE/REX
P/CF
Rdt Net
(%)
-16,9
(x)
-
(x)
-
(x)
-
(%)
-
2010e
228,5
4,2
1,77
37,1
13,0
3,9
10,3
1,8
2011e
246,8
6,2
2,35
32,7
9,8
2,5
8,8
2,6
2012e
276,4
8,1
2,93
24,7
7,8
1,4
6,4
3,4
Clôture au
31/12
2009
Energie
I 21
Profil de la société
Evénements récents
Heurtey Petrochem est une société d'ingénierie
(Engineering Procurement Construction) positionnée
sur le marché de niche des fours de l'industrie
pétrolière, essentiellement destinés aux raffineries et
à la pétrochimie. Le groupe dispose d'une expertise
de plus de 50 ans dans la construction de fours de
raffinerie (transformant le brut en essences, gazoles
ou bitumes par procédés de craquage ou
hydrocraquage). Il propose à ses clients des contrats
clef en main et des services de maintenance et de
modernisation. En juillet 2006, le groupe s'est
introduit en Bourse sur l'Alternext d'Euronext Paris.
En mars 2008, le rachat de Petrochem aux EtatsUnis lui a permis de doubler de taille.
Le résultat opérationnel S1 10 est ressorti en hausse
de 23% à 4,7 M€ grâce à une bonne exécution et un
bon niveau de charge des équipes, notamment pour
la filiale américaine qui avait souffert en 2009. La
marge opérationnelle ressort ainsi à 4,0% contre
3,7% en 2009. Le RNpg retraité ressort en hausse de
45% à 2,9 M€ malgré un taux d’impôt ponctuellement
élevé de 38%. Le bilan reste solide avec une position
de trésorerie nette de 12,5 M€, dont environ 15 M€
d’avance clients. Le carnet de commandes de
288 M€ à fin septembre a été renforcé par 51 M€ de
nouveaux contrats signés post-clôture du S1. Entre
105 et 115 M€ de ces commandes devraient
s’écouler au S2 10. A terme (probablement en 2011),
une association avec un partenaire local est prévue
en Chine pour entrer sur ce marché majeur de l’aval.
La société restera cependant vigilante sur la
préservation de son savoir-faire technique.
Chiffre d'affaires 10e
Evolution du Backlog en M€
293
193
143
265
278
293
288
2008
2009
T1 10
T2 10
T3 10
215
243
Pétrochimie
35%
280
113
93
Raffinage
65%
43
-7
2006
2007
Opportunités / Forces
Risques / Faiblesses
• Rachat
• Concentration des risques sur un nombre limité de
•
• Sensibilité dollar : 75% du CA en dollar après
•
•
•
de
Petrochem
:
complémentarité
géographique, risque d’intégration limité.
Renouvellement des fours : nouvelles normes
environnementales et usure accélérée des
raffineries.
Bonne visibilité avec un backlog de 288 M€ à fin
septembre 2010.
Démarrage des traitements de soute via le P2R :
un relais de croissance.
IFP : 38,8% du capital, prend la présidence en
2010.
Répartition de l'actionnariat
Public
IFP
Management et salariés
Actions
52,4%
38,8%
8,8%
contrats étant donné la taille du groupe.
rachat de Petrochem.
• Sensibilité à l’évolution des marges de raffinage et
aux constructions futures.
Agenda
Votes
52,4%
38,8%
8,8%
Energie
I 22
Un positionnement de niche
Heurtey Petrochem occupe une position concurrentielle de pure player sur le marché de niche de
l’ingénierie-construction de fours à destination de l’industrie du raffinage, de la pétrochimie, et de la
production d’hydrogène. L’environnement concurrentiel se structure autour de trois types d’acteurs :
− Les grands groupes intégrés d’ingénierie comme Foster Wheeler, Technip (filiale KTI), et CB&I
(filiale Lummus) dont la taille des branches dédiées aux fours pour l’aval pétrolier est similaire à
celle d’Heurtey. Cependant, ces groupes se concentrent essentiellement sur des contrats de
taille importante (supérieures à 50 M$).
− Les sociétés spécialisées d’une taille similaire à celle d’Heurtey Petrochem comme les sociétés
italiennes ITT et Kirchner, le coréen JNK Heaters, et l’anglais Boustead.
− Des très petites sociétés qui n’interviennent qu’au niveau local (en Russie et en Inde).
D’une façon générale, la pression concurrentielle est encore forte, notamment du fait des deux
dernières catégories.
Heurtey Petrochem s’est fortement renforcé en 2008 avec l’acquisition de son concurrent américain
PCD (et de son implantation coréenne), qui comptait alors 300 personnes et générait un chiffre
d’affaires de 87 M€. L’implantation coréenne et les accords de coopération avec Daelim Engineering
ouvrent les portes du marché d’Asie orientale tandis que l’implantation américaine possède une
expertise renforcée dans le traitement des charges lourdes (« delayed coking »), notamment pour le
développement de sables asphaltiques au Canada.
Fin 2007, la société s’est installée en Roumanie via un accord de coopération avec la société Beta.
Cette implantation lui donne accès à l’intégralité d’un bureau d’étude important (30 ingénieurs
spécialisés dans l’ingénierie de détails) et une coentreprise dédiée à la fabrication d’équipements.
Cet atelier (plus de 300 personnes) était très faiblement chargé fin 2009 mais la visibilité du plan de
charge pour 2011 est satisfaisante. Cette capacité interne de fabrication couvre environ un tiers de
l’activité totale d’Heurtey Petrochem, le reste étant sous-traité.
Objectif BRIC
Les BRIC (Brésil, Russie, Inde, Chine) représentent le moteur de la croissance des capacités de
raffinage dans le monde et les marchés du futur pour Heurtey Petrochem. L’Asie notamment est en
forte accélération sur les trois premiers trimestres 2010 et représente 51% de l’activité totale de la
société contre 40% sur l’ensemble de 2009.
L’Inde comme pilier
Pour s’approcher des zones de croissance de nouvelles capacités de raffinage et abaisser sa base
de coûts, la société a ouvert, dès 2005, un bureau (d’études et commercial). Ce bureau s’est
fortement développé et compte désormais 120 personnes.
Le raffineur indien Essar souligne que, sur les 3,2 Mb/j de capacités de raffinage en Inde, 46% ont
plus de 40 ans. Afin de renouveler l’outil de raffinage, les projets en cours représentent 0,9 Mb/j de
Energie
I 23
nouvelles capacités mais le mouvement devrait se prolonger dans une économie en forte
croissance.
Graphique 14 : Parc existant et projets d’expansion de capacités de raffinage pour le marché domestique indien (en
barils/jour)
Age des capacités de raffinage en Inde
IOC 1901
2 000
HPCL 1954
46% des capacités
15 000
BPCL 1955
33 000
HPCL 1957
21 000
IOC 1962
Expansion de capacités de raffinage en Inde
de raffinage en Inde
ont + de 40 ans
22 000
IOC 1964
3 000
IOC 1965
16 000
BPCL/ KOCHI
38 000
MRPL/CPCL 1969
IOC, Paradip 2012
21 000
IOC 1974
RPL Bongaigaon 1979
IOC 1996
27 000
IOC 1998
62 000
CPCL, Chennai 2010
Reliance 1999
90 000
8 000
21 000
BPCL, Bina 2010
123 000
Kochi, Cohin 2010
1 000
EOL 2007
82 000
IOC, Panipat 2010
33 000
ONGC 2001
185 000
EOL, Vadinar 2011
3 000
BPCL /NRL 1999
62 000
HPCL, Bhatinda 2011
7 000
MRPL/ONGC 1996
41 000
MRPL, Mangalore 2012
16 000
MRPL/CPCL 1993
308 000
CPCL, Chennai 2012
26 000
38 000
41 000
0
Reliance 2009
100 000
200 000
300 000
74 000
HPCL 2009
2 000
HPCL 2009
7 000
IOC 2009
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
Source : Natixis d’après Essar
Le volume d’activité d’Heurtey en Inde dans les 2 ou 3 prochaines années est attendu proche de
celui de 2009, dans une fourchette de 50 à 100 M€ avec des débouchés tirés non seulement du
raffinage mais également de la pétrochimie et des engrais.
Premières concrétisations en Russie
Heurtey Petrochem a ouvert un bureau commercial en Russie (Saint-Pétersbourg) en 2008
comptant déjà une quinzaine de personnes qui répondent aux appels d’offres et sélectionnent des
sous-traitants locaux. Ce développement s’est concrétisé en septembre dernier par la signature d‘un
premier contrat symbolique de 5 M€ avec la société d’ingénierie russe Komplekt Servis pour la
fourniture d’un four de distillation sous vide et d’une unité de récupération de chaleur pour la
raffinerie de Khabarovsk, opérée par Alliance Oil Company. L’exécution, qui s’étalera sur 12 mois,
sera essentiellement réalisée en Russie.
La Russie sera un marché très important compte tenu de la nécessité de moderniser l’outil de
raffinage et d’une volonté politique de passer ces capacités aux normes Euro 4 et 5 afin de mieux
valoriser la production de brut du pays.
Une JV en Arabie Saoudite
Fin 2009, la société a lancé une joint-venture saoudienne avec la société d’ingénierie et de
construction métallique Zamil basée à Damman. Cet accord répond au besoin de contenu local pour
la maintenance et l’upgrade d’installations existantes de la compagnie nationale Saudi Aramco.
Energie
I 24
Un premier contrat de 10,1 M$ a été signé, en juin 2010, portant sur la livraison pour juillet 2011
d’un four et de trois unités de chaleur rayonnante par convection. Notons que les appels d’offres
spécifiques aux fours pour la nouvelle raffinerie de Yanbu devraient être lancés au T1 11.
Des ambitions en Chine à court terme, au Brésil ensuite
La société envisage dans les prochains mois de s’implanter directement en Chine. Ce marché est
relativement opaque mais sa taille devrait être similaire à celle de l’Inde. Pour le pénétrer, le
management cherche à s’associer à un partenaire local qui lui ouvrira des pistes commerciales et
maitrisera les démarches administratives.
A une échéance plus lointaine, un développement au Brésil sera envisagé. La compagnie nationale
Petrobras a publié un plan d’investissement de 224 Md$ sur 2010/2014 dont 74 Md$ uniquement
dans le raffinage afin de répondre à la forte augmentation de la demande locale et 5 Md$ dans la
pétrochimie.
Graphique 15 : Perspectives de marché et principaux prospects sur la période fin 2010 à 2012
Pays
EUROPE
- Faiblesse du marché à court terme liée à la
restructuration de l’industrie du Raffinage
- Marchés de Moder nisation
- 1 gros projet en Turquie
AMERIQUES
- Faiblesse du marché traditionnel à court
terme aux USA/Canada
- Redémarrage marché des pétroles non conventionnels au Canada
- Nombreuses opportunités en Amérique
Latine : Venezuela, Brésil, Pérou…
RUSSIE
Très nombreux projets d’extension de
capacité et/ou modernisation sur la
période 2011-2014
Russie
Russie
Russie
Russie
Russie
Opérateur
Perm
Nizhni Tagil
Novokuibyshevsk
Komsomolsk
Achinsky
Russie
nd
Russie
Rosneft
Russie
OJSC
Russie
TNK-BP
Ukraine
Pao Ukrtatnafta
Bielorussie JSC Naftan
Kazakhstan Nefteckhim Pr ibor
Ouzbékistan Uz-Kor G as Chemical
MOYEN -ORIENT
- Grands pr ojets
strat égiques dans le
raffinage et la
Pétrochimie : Arabie
Saoudite, Q atar, Koweït,
EAU
- Retour progressif de
l’Irak
Opérateur
AFRIQUE
- Projets importants en Afrique septentrionale:
Egypte, Algérie
- Opportunités nombreuses à moyen terme:
Nigéria, Angola, Afrique du Sud
Raffineries
Lukoil
UMG /GJSC
Rosneft
Rosneft
Rosneft
ASIE/OCEANIE
Mar ché très dynamique tiré par
la croissance des
consommations: Inde?
Inde, Asie
Asie du
du
Sud-Est
Salavat
Tuapse
Moscou
Ryazan
Ukrtatnafta
Novopolotsk
nd
Achalak
Raffin eries
Tata Chemicals
Babrala Uttar Pradesh
BRPL
Bongaigon
IOCL
Digboi
Matix F er tilizers
Durgapur
IOCL
Bar oda
CPCL
Chennai
Chennai Petrochemical Manali
NOCL
BPCL
IOCL/BPCL
HPCL
BPCL
Kr ibhco
Reliance
IFFCO
CFCL
Welspun Maxsteel
Cuddalore
Kochi
Bombay
Bombay
Bombay
Hazira
Jamnagar
Kalol
Gadepan
Vikram Ispat
Source : Heurtey Petrochem, Natixis
En juillet 2008, l’IFP a pris une participation de 35% (portée à 38,8% depuis) en achetant des blocs
auprès des actionnaires historiques d’Heurtey Petrochem. La transaction s’est faite au prix de
31,5 €/titre (IPO en juin 2006 à 14,3 €), niveau qui n’a jamais été atteint depuis, le titre ayant souffert
de la crise financière de 2008 et du ralentissement du marché en 2009.
L’entrée de l’IFP, outre qu’elle stabilise la structure du capital, donne également lieu à une
coopération entre les deux entités sur la recherche et développement concentrée sur des
Energie
I 25
« technologies de rupture », notamment sur la filière hydrogène. Cette recherche ne donnera pas de
concrétisation importante avant 5 ans. Nous noterons qu’Heurtey a obtenu, pour la première fois, un
contrat pour une unité d’hydrogène complète pour la raffinerie NIS, opérée par Gazpromneft en
Serbie (pour 79 M€).
La construction de fours d’hydrogène se développe pour représenter désormais 30% du CA 2010e.
Cette activité est mieux margée en raison d’une forte technicité et d’un nombre plus réduit d’acteurs.
La demande de ces fours est soutenue par le renforcement des contraintes environnementales. En
effet, l’abaissement de la teneur en souffre des produits raffinés passe par un procédé de
désulfuration à l’hydrogène. Il s’agit d’une réaction catalytique qui s’opère à une pression élevée de
30 à 60 bars et une température de 300 à 400 degrés. Ce procédé est incontournable pour toute
raffinerie moderne.
L’actionnaire de référence vient également renforcer l’offre commerciale d’Heurtey Petrochem,
notamment du fait de la notoriété de l’organisme public dans les compagnies nationales. Axens, la
filiale de l’IFP spécialisée dans les licences de procédés de raffinage, est également un atout
commercial.
L’IFP a également contribué au renforcement de la structure managériale : Dominique Henri, issu de
l’IFP a été nommé directeur général en février 2010.
Croissance
exécution
des
résultats :
fruits
d’une
meilleure
Un carnet de commandes de 288 M€
La baisse brutale de la demande dans le courant de 2008 et la crise financière de l’automne ont
conduit à retarder l’ensemble des projets aval dans le monde, voire à en annuler certains (aux EtatsUnis et dans la pétrochimie notamment). Les groupes pétroliers ont souhaité aussi par ces retards,
bénéficier de la baisse des coûts matières afin de réduire les budgets de construction d’au moins
20%.
Depuis, la visibilité s’est améliorée, notamment sur des taux de croissance de demande de produits
pétroliers encore forts dans les pays émergents. Par ailleurs, la société a bénéficié du renforcement
d’activités liées à l’hydrogène qui ont, en outre, un effet relutif sur les marges.
Tableau 6 : Evolution du carnet de commandes
En M€
2006
2007
2008
T1 09
T2 09
T3 09
T4 09
T1 10
T2 10
T3 10
Carnet
En mois de CA (x)
Book to bill (x)
dont raffinage (%)
dont hydrogène (%)
dont pétrochimie (%)
113
16,7
215
21,0
1,8
280
14,5
0,9
50
28
22
278
19,0
1,0
59
24
17
276
13,6
1,0
61
26
13
277
16,3
1,0
49
24
27
265
18,1
0,7
32
28
40
278
14,9
1,2
44
36
20
293
16,6
1,2
57
29
14
288
16,0
0,9
58
26
16
Source : Heurtey Petrochem
Le management a annoncé que 105 à 115 M€ du carnet de commandes devaient être livrés au S2
10 (le chiffre d’affaires T3 10 s’est élevé à 55,5 M€). L’échéancier du carnet fait apparaître de
nombreuses livraisons au S2 11.
Energie
I 26
Tableau 7 : Principaux contrats en carnet
Livraison
Zone
Montant
(M€e)
Description
Date de
signature
juil-10
Grèce
60
4 fours de raffinage et 1 four d'hydrogène pour la raffinerie d'Hellenic Petroleum à Elefsis
04/11/08
janv-11
Corée
27
1 four d'hydrogène pour Hyundai Oil Bank
25/03/09
juin-11 à août-11
Mexique
26
Total de 5 fours sur plusieurs raffineries
24/06/10
juil-11
Arabie Saoudite
1 four et 3 unités de chaleur (en JV avec Zamil)
30/06/10
2 fours d'éthylène pour la raffinerie Total de Gonfreville
24/09/09
juil-11
France
août-11
Emirats Arabes Unis
sept-11 à janv-12
Serbie
oct-11
nov-11
9
45
9
5 fours pour Takreer
30/06/10
79
2 fours de raffinage et 1 unité complète de production d'hydrogène pour la raffinerie de Pancevo
23/12/09
Inde
21
5 fours pour l'usine pétrochimique de Mangalore opérée par ONGC
10/06/10
Inde
25
2 fours "delayed coker" pour la raffinerie de Paradip
09/02/10
déc-11
Corée
29
5 fours de raffinage pour S. Oil corporation
25/03/09
janv-12
Emirats Arabes Unis
44
Extension de la raffinerie de Ruwais attribuée par GS Engineering
21/07/10
Sources : Heurtey Petrochem, Natixis
Le momentum commercial reste bien orienté avec, notamment, un redémarrage attendu en 2011 de
la pétrochimie après une période relativement calme.
Le développement du projet P2R (Petroleum Residue Recycling), conçu pour traiter les dépôts de
fonds de cuve des navires par un processus de distillation, est en retard par rapport aux plans
initiaux. Cette offre commerciale permet de répondre à une directive européenne du 27/12/2002 qui
incite les ports à s’équiper en installations de traitement de déchets. Le P2R, qui est en lui-même
une mini-raffinerie d’une capacité d’environ 20 000 t/an, peut, en effet, être installé directement dans
un entrepôt portuaire grâce à une emprise au sol limitée. Ses coûts opérationnels sont très faibles
car le procédé est énergétiquement autosuffisant et les matières premières gratuites. Pour un coût
d’investissement initial de 6 à 12 M€, ce procédé permet un retour sur investissement rapide. Ce
projet innovant, dont une unité pilote a été testée avec succès à Malte, devrait voir une première
concrétisation commerciale dans les 24 prochains mois. Il devrait dégager des niveaux de marges
nettement supérieurs à ceux du groupe compte tenu de l’absence de concurrence. La seule
alternative dont disposent les ports aujourd’hui est d’envoyer les résidus vers les raffineries ou les
cimenteries.
Une organisation plus structurée
Après son arrivée à la présidence en 2009 (suite à l’entrée de l’IFP), Monsieur Henri s’est attaché à
renforcer les structures managériales par un meilleur staffing pour la supervision des chantiers, et
également des équipes commerciales pour négocier les variations orders. Le pricing des offres
commerciales est plus structuré avec notamment l’introduction d’une méthode de coûts réduits qui
intègre mieux les frais de structure et notamment les coûts de sous-activité. Un directeur financier a
également été nommé en début d’année 2010.
2010 est, en ce sens, une année d’exécution de contrats signés en 2008/09 dans des conditions de
marché difficiles mais la marge en amélioration laisse augurer des relais de profitabilité dans les
deux prochaines années.
Lors de la publication des résultats S1 10 (en hausse de 23% à 4,7 M€ avec une marge
opérationnelle de 4,0%) le management a indiqué le chiffre d’affaires 2010 devrait être supérieur à
225 M€ et que la marge opérationnelle dépassera celle de 2009 (3,7%).
L’exécution du contrat de modernisation de la raffinerie Total de Gonfreville est satisfaisante. La
société a livré à Singapour au S1 10 l’ensemble des 7 fours pour son client Exxonmobil. Mitsui est
Energie
I 27
en charge de la finition de l’ensemble des autres unités du site et la mise en service finale, attendue
au S1 11, devrait permettre alors à Heurtey de reconnaitre une marge additionnelle.
Après une année 2009 très difficile, l’activité de la filiale américaine PCD est en forte reprise avec la
signature d’environ 40 M€ de nouveaux contrats (Mexique, Indonésie, Australie, Corée et Moyen
Orient) qui doit se concrétiser par une hausse de la marge en 2011/12. En effet, PCD ne couvre
historiquement pas la supervision du montage, qui est une partie critique pour le risque d’exécution
et faiblement rémunérée. Pour cette raison, les marges de PCD étaient ainsi historiquement de 5 à
8%.
Aussi, après 3,7% de marge opérationnelle en 2009, nous attendons une marge de 4,2% en 2010,
puis 4,9% en 2011 et 5,1% en 2012. Au final, cette amélioration de marge contribuera à une
croissance de 37% du BPA en 2010, de 33% en 2011, et de 25% en 2012.
Tableau 8 : Compte de résultat simplifié
En K€
Chiffre d'affaires
Variation (%)
dont Raffinage
dont Petrochimie
dont Hydrogène
EBIT
Marge opérationnelle (%)
RNpg
BPA dilué (€)
Variation (%)
2006
2007
2008
2009
2010e
2011e
2012e
81 316
122 637
51
91 978
26 980
3 679
232 237
89
127 730
69 671
34 836
200 141
-14
92 065
42 030
66 047
228 500
14
114 250
45 700
68 550
246 780
8
123 390
49 356
74 034
276 394
12
138 197
55 279
82 918
4 696
3,83
3 075
1,01
100
8 474
3,65
4 103
1,56
53
7 394
3,69
2 756
1,29
-17
9 582
4,19
4 219
1,77
37
12 088
4,90
6 169
2,35
33
14 220
5,15
8 119
2,93
25
53 669
27 647
Nd
2 950
3,63
1 454
0,51
Sources : Heurtey Petrochem, Natixis
Une croissance régulière à un prix attractif
Heurtey Petrochem est un véhicule de croissance dont les marges bénéficieront d’une structuration
de l’activité, avec un renforcement des équipes de management, qui optimisera l’exécution. Le
besoin d’équipement des pays émergents et le renforcement des contraintes environnementales
dans le raffinage sont des éléments de fond qui soutiennent les perspectives.
Le titre se traite avec un PE 11 inférieur à 10x qui apparait attractif. La société a, en effet, un bon
track record de croissance du BPA (moyenne de 37% sur les 4 dernières années) et nous attendons
encore une hausse moyenne annuelle de 31% sur 2009/2012.
Energie
I 28
Graphique 16 : PE forward 12 mois historiques
35
30
25
20
15
10
PE échantillon de serv ices pétroliers Natix is
sept.-10
mai-10
janv.-10
sept.-09
mai-09
janv.-09
sept.-08
mai-08
janv.-08
sept.-07
mai-07
janv.-07
sept.-06
mai-06
janv.-06
5
PE Heurtey
Sources : Factset, Natixis
Forte décote par rapport aux comparables
Notre objectif de cours de 30 € est basé sur un PE moyen 2010/11 de 15x. Il ressort proche du
cours d’entrée de l’IFP (35% du capital à 31,5 €) en juillet 2008. Cette transaction en haut de cycle
faisait ressortir alors des multiples de PE de 18x 2009e et 16x 2010e.
Compte tenu d’une structure bilancielle sans dette et de la variation positive du BFR que nous
attendons, les multiples basés sur la valeur d’entreprise soulignent la sous-valorisation d’Heurtey.
Tableau 9 : Tableau de comparaisons boursières
En x
Acergy (NOK)
SBM Offshore (€)
Saipem (€)
Technip (€)
Petrofac (p)
Heurtey (€)
Moyenne
Cours
22/11/2010
129,70
15,75
32,05
60,55
1 460,00
22,95
PE
VE/REX
VE/EBE
2010e
19,8
15,4
17,6
16,7
18,8
12,9
2011e
19,2
11,3
16,0
14,6
16,1
9,7
2012e
16,3
11,0
11,6
11,9
14,0
7,8
2010e
10,2
14,9
12,6
8,3
14,2
7,2
2011e
9,2
12,5
12,0
7,3
11,3
3,6
2012e
8,1
11,8
9,4
6,8
9,9
2,7
2010e
7,6
7,7
9,1
6,6
12,1
4,3
2011e
6,9
6,6
8,2
5,7
10,1
2,3
2012e
6,2
6,4
6,7
5,4
9,0
1,8
16,9
14,5
12,1
11,2
9,3
8,1
7,9
6,6
5,9
Source : Natixis
La visibilité du carnet de commandes de 288 M€ (16 mois d’activité) soutient nos prévisions de
croissance annuelle de 30% des résultats jusqu’en 2012. Les nombreuses attributions de contrats
attendues alimenteront le news flow.
Le bilan reste solide avec une position de trésorerie nette de 12,5 M€ au S1 10, dont environ 15 M€
d’avance clients.
Energie
I 29
Eléments financiers 31/12
Heurtey Petrochem
Décomposition par activité (M€)
2008
2009
2010e
2011e
2012e
Chiffre d'affaires
Raffinage
Pétrochimie
232,2
151,0
81,3
200,1
130,1
70,0
228,5
148,5
80,0
246,8
160,4
86,4
0,0
0,0
0,0
TMVA 09/12
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
Chiffre d'affaires
Variation
232,2
89,4%
200,1
-13,8%
228,5
14,2%
246,8
8,0%
276,4
12,0%
11,4%
Excédent brut d'exploitation
Variation
13,6
95,7%
13,1
-3,9%
15,9
21,6%
18,9
18,9%
21,4
13,4%
17,9%
Résultat d'exploitation publié
Variation
Résultat d'exploitation corrigé
Variation
Marge d'exploitation
8,5
80,5%
8,5
80,5%
3,6%
7,4
-12,7%
7,4
-12,7%
3,7%
9,6
29,6%
9,6
29,6%
4,2%
12,1
26,2%
12,1
26,2%
4,9%
14,2
17,6%
14,2
17,6%
5,1%
24,4%
-1,4
7,1
0,0
-1,8
1,0
0,0
-0,2
-1,0
6,4
-0,2
-1,7
1,5
0,0
-0,3
-0,4
9,2
0,0
-3,0
1,6
0,0
-0,3
-0,5
11,6
0,0
-3,4
1,6
0,0
-0,4
-0,2
14,0
0,0
-3,8
1,6
0,0
-0,5
4,1
33,4%
5,1
64,8%
2,8
-32,8%
4,2
-17,3%
4,2
53,1%
5,8
38,1%
6,2
46,2%
7,8
33,3%
8,1
31,6%
9,7
25,0%
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
8,0
-5,2
-9,9
-7,1
-19,6
-1,2
0,0
1,8
-26,1
-6,7
-23,7%
6,5
-2,7
24,2
28,0
-4,4
-1,6
0,0
2,9
24,8
-31,5
-111,7%
8,5
-3,7
2,7
7,5
-3,7
-1,6
0,0
3,7
5,9
-37,4
-120,1%
10,8
-3,7
1,7
8,8
-3,7
-1,4
0,0
3,7
7,5
-44,9
-123,3%
13,0
-3,7
2,8
12,1
-3,7
-2,0
0,0
3,7
10,1
-55,0
-127,9%
25,9%
10,9%
Compte de résultat (M€)
Résultat financier net
Résultat courant avant impôt
Résultat exceptionnel
Impôt sur les sociétés
Amt. / dep. survaleurs
Résultat des SME
Intérêts minoritaires
Résultat net des activités cédées
Résultat net part du groupe
Variation
RNPG corrigé
Variation
Tableau de financement (M€)
MBA
Investissements nets
Diminution (Augmentation) du BFR
Cash-flow disponible
Investissements financiers
Distribution
Augmentation de capital
Produits de cessions
Divers
Augmentation (Diminution) de la trésorerie
Endettement net
Gearing
24,4%
29,9%
43,4%
32,1%
Energie
-24,3%
7,4%
I 30
Bilan simplifié (M€)
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
Immobilisations nettes
Immobilisations financières
BFR
Actif net des activités cédées
Fonds propres ensemble
dont part du groupe
Provisions
Endettement net
36,8
2,6
-15,4
28,1
27,0
2,6
-6,7
40,4
0,0
16,9
28,2
27,1
2,4
-31,5
40,2
0,0
-21,9
31,2
29,7
24,6
-37,4
39,7
0,0
-23,6
36,4
34,6
24,6
-44,9
39,0
0,0
-26,5
43,0
40,7
24,6
-55,0
-1,2%
15,1%
Données par action (€)
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
3,0
3,4
1,29
1,56
0,00
-2,11
0,50
38,7%
8,36
3,0
3,4
0,87
1,29
0,00
8,33
0,50
57,5%
8,40
3,3
3,4
1,29
1,77
0,00
2,23
0,42
32,3%
9,28
3,3
3,4
1,89
2,35
1,00
2,62
0,60
32,0%
10,83
3,3
3,4
2,49
2,93
2,00
3,61
0,79
31,8%
12,81
2,4%
0,0%
42,0%
31,4%
ns
-24,3%
16,5%
TMVA 09/12
Nombre de titres à la cote (millions)
Nombre de titres dilué (millions)
BPA publié
BPA corrigé
Survaleur
Cash-flow
Dividende net
Taux de distribution
Fonds propres
2008
2009
2010e
2011e
2012e
Rex (% du CA)
Rex corrigé (% du CA)
Taux d'imposition apparent
Marge nette
3,6%
3,6%
-25,4%
1,8%
3,7%
3,7%
-27,7%
1,5%
4,2%
4,2%
-33,0%
2,0%
4,9%
4,9%
-29,0%
2,7%
5,1%
5,1%
-27,0%
3,1%
Rentabilité des fonds propres
Rentabilité capitaux investis
Capitaux investis (M€)
Couverture des frais financiers (x)
Endettement net/EBE (x)
Gearing
BFR (% du CA)
Survaleur (% des fonds propres)
Investissements nets (% du CA)
15,2%
39,5%
21
6,0
-0,5
-23,7%
-6,6%
-2,2%
10,2%
12,9%
57
7,4
-2,4
-111,7%
8,4%
-1,4%
14,2%
52,3%
18
26,2
-2,4
-120,1%
-9,6%
-1,6%
17,9%
75,2%
16
23,0
-2,4
-123,3%
-9,6%
-1,5%
20,0%
113,2%
13
70,5
-2,6
-127,9%
-9,6%
-1,4%
Ratios boursiers
2010e
2011e
2012e
VE/CA (x)
VE/EBE (x)
VE/Rex corrigé (x)
Cours/Fonds propres (x)
Cours/Cash-flow (x)
PE corrigé
PE publié
Rdt Net
Free cash flow yield (%)
0,2
2,4
3,9
2,5
10,3
13,0
17,8
1,8%
10,0%
0,1
1,6
2,5
2,1
8,8
9,8
12,2
2,6%
11,7%
0,1
0,9
1,4
1,8
6,4
7,8
9,3
3,4%
16,1%
Ratios financiers
15,1%
Energie
-39,7%
I 31
Energie
I 32
24 novembre 2010
Aval pétrolier
161. 6
France
Acheter
Rubis
141. 6
121. 6
101. 6
RUBF.PA / RUI@FP
81. 6
61. 6
nov -07
j ui n-08
j anv -09
j ui l -09
f év r -10 août -10
Rubis
Rel. DJ STOXX Small 200
Source : Natixis
Cours 23/11/2010
Objectif
Potentiel
Performance
Absolu
87,75 €
105,00 €
19,7%
1m
12 m
01/01
12,6%
40,1%
42,2%
Secteur
0,7%
-4,8%
-7,0%
DJS Small200
-0,6%
14,9%
12,7%
Extrêmes 12 mois
CAC MidSmall
DJS Small200
88,92 € / 57,10 €
6742,7
168,7
Capitalisation boursière
1,1 Md€
Flottant
83,0%
Halisol
6,0%
Volume Jour
4 M€
Analyste(s)
Julien Laurent
[email protected]
Hager Bouali
[email protected]
Anne Pumir
[email protected]
Equity Markets
Accès Bloomberg
(33 1) 58 55 05 38
(33 1) 58 55 05 29
(33 1) 58 55 05 20
equity.natixis.com
NXSE
Activité Stockage-Terminaling : la logistique pétrolière. Avec ses 10 dépôts
stratégiquement positionnés sur les routes empruntées par les flux physiques de
produits pétroliers en France, et ses 2 nouveaux terminaux dans les hubs logistiques
d’Anvers et Rotterdam, Rubis se présente comme un acteur de niche sur les flux de
produits pétroliers et chimiques dans des marchés en déséquilibre. Rubis assure,
par ailleurs, des tâches d’additivation de biocarburant pour le compte de ses clients,
principalement des grandes surfaces.
Activité de distribution d’énergie : des niches rentables dans l’aval.
Historiquement présent en France dans la distribution de GPL (butane-propane), la
société s’est fortement développée dans le reste de l’Europe, l’Afrique, et surtout les
Caraïbes en reprenant des actifs dans des niches délaissées par les grandes
compagnies pétrolières. Rubis vient, en effet, d’annoncer l’acquisition pour 300 M$,
des actifs de Chevron dans 13 pays de la zone Caraïbes, qui fera plus que doubler
sa taille après leur intégration prévue entre le T1 11 et le T3 11.
Pour financer ses lourds investissements externes et organiques en 2010, la société
envisage, dans les prochaines semaines, une augmentation de capital d’environ
130 M€ (~1/3 des investissements totaux). L’intégration des dernières acquisitions
ainsi que cette opération de marché dans notre modèle fait ressortir une relution de
5% en 2012. Cette levée de fonds permettra de saisir d'autres opportunités dans un
environnement en restructuration bien que le management ait annoncé qu'il prendra,
en 2011, le temps de digérer les dernières acquisitions. Au final, en tenant compte
d’une augmentation de capital, nous révisons nous BPA en hausse de 3,1% en
2010, en baisse de 4% en 2011, et en hausse de 4,1% en 2012.
Après prise en compte de l’émission de capital à venir et de l’effet relutif de
l’intégration des actifs de Chevron en année pleine en 2012 (~5%), nous relevons
notre objectif de cours à 105 € (vs 88 €), basé sur un DCF et des comparables
boursiers. Au cours des 10 dernières années, la progression annuelle du dividende
est en moyenne de 8,9%, accompagnant ainsi la croissance des BPA. Nous
attendons un dividende de 2,9 € au titre de 2010, faisant ressortir un rendement de
3,3%.
Chiffre
d'affaires
(M€)
951,9
RNpg
publié
(M€)
47,2
BPA
corrigé
(€)
4,49
Var. BPA
PE
VE/REX
P/CF
Rdt Net
(%)
9,0
(x)
-
(x)
-
(x)
-
(%)
-
2010e
1 201,8
56,8
4,87
8,4
18,0
14,1
10,9
3,3
2011e
1 712,0
72,1
5,34
9,6
16,4
12,7
10,3
3,5
2012e
2 184,2
84,2
6,23
16,8
14,1
10,9
8,5
3,6
Clôture au
31/12
2009
Energie
I 33
Profil de la société
Evénements récents
Rubis est une société industrielle positionnée sur
deux activités : la distribution de GPL (51% du
résultat d’exploitation) et le stockage de produits
liquides industriels (49% du résultat d’exploitation). La
part de marché de Rubis dans la distribution de GPL
en France est estimée à 4,7% alors que ce marché
est concentré entre 4 grands distributeurs (Butagaz
28%, Antargaz 23%, TotalGaz 24%, et Primagaz
19%). La société s’est développée sur ce marché à
l’international
(Maroc,
Madagascar,
Sénégal,
Caraïbes, Afrique du Sud) pour toucher des zones
plus dynamiques qui réduisent, par ailleurs, la
sensibilité des résultats aux variations climatiques.
Dans le stockage en France, elle est un acteur actif
dans un marché en concentration (33% de PdM dans
sa zone de chalandise). La société développe cette
division de façon organique en construisant un
nouveau site à Rotterdam et un autre à Anvers en
partenariat avec Mitsui (mise en service 2011e).
Rubis a réalisé, au T4 10, de multiples acquisitions
dont celles des activités avales de Chevron dans les
Caraïbes (pour 300 M$) qui lui permet de doubler sa
taille dans la distribution. Une augmentation de
capital est envisagée.
Le ROC S1 10 était en hausse de 8% a 49 M€. La
contribution de la distribution GPL, en baisse de 3% à
29 M€, a été pénalisée par la hausse des coûts
d'approvisionnement, qui pèse notamment sur la
contribution en Europe. Cette baisse est plus que
compensée par la très bonne progression de 29% de
la contribution du Terminaling à 24 M€. Cette activité
est tirée par la hausse des flux en France (+10%) et
par la montée en puissance du terminal de
Rotterdam. Au final, le RNpg est en hausse de 7%
après retraitement de divers éléments non récurrents
dont un badwill de 9 M€ sur l'acquisition des 50% de
BP dans Frangaz (distribution GPL sous marque de
distributeurs). Le management prévoit une croissance
des résultats 2010 dans le haut d'une fourchette de
5% à 10%.
Chiffre d'affaires 10e
Résultat d'exploitation corrigé 10e (M€)
Rubis
Terminal
22%
50
50
48
Rubis Energie
Rubis Terminal
40
30
20
10
Rubis
Energie
78%
0
-10
-6
Elimination
Opportunités / Forces
Risques / Faiblesses
• La solidité des cash-flows générés par le stockage.
• Augmentation de capital attendue.
• Le déploiement international réduit l'exposition au
• Risque de pincement de marge de distribution en
risque climatique.
• Forte croissance du GPL carburant en France et
Allemagne.
• Bon track record en M&A dans un secteur aval en
restructuration.
Répartition de l'actionnariat
Halisol
Orfim
Dassault
Flottant
Actions
6,0%
5,6%
5,4%
83,0%
cas de rebond violent du prix du brut.
• Renégociation de la marge de la raffinerie SARA.
• Maturité du marché du GPL en Europe.
• Perturbations du marché français dues aux grèves
au T4 10.
Agenda
Votes
6,0%
5,6%
5,4%
83,0%
10/02/2011
16/03/2011
09/06/2011
CA T4 10
Résultats 2010
AG
Energie
I 34
Rubis est présent dans deux métiers de l’aval pétrolier : le stockage de produits liquides (49% du
ROP 2010e) et la distribution de GPL et de produits pétroliers (51% du ROP 2010e).
Stockage : la logistique d’importation de diesel et d’incorporation de
biocarburants
Avec ses 10 dépôts stratégiquement positionnés sur les routes empruntées par les flux physiques
de produits pétroliers en France, Rubis propose ses services de location à une clientèle
essentiellement composée de grandes surfaces, de raffineurs-distributeurs, et de traders physiques.
La société dispose ainsi des actifs logistiques incontournables pour permettre l’équilibre du marché
alors que la France est structurellement importatrice de diesel et exportatrice d’essence.
En 2009, la société a vu ainsi transiter par ses installations 14% des importations de carburants en
France (près de 30% pour le diesel).
Les exigences en matière de sécurité représentent une forte barrière à l’entrée dans ce métier
et le nombre de dépôts a baissé de plus de 30% depuis 2000 (mais dans le même temps, la taille
unitaire de chaque dépôt a augmenté de 40%). En effet, depuis l’accident AZF à Toulouse en 2001,
la réglementation a été renforcée pour limiter les risques industriels et certains dépôts sont passés
du seuil « Seveso bas » à « Seveso haut ». Face aux investissements alors nécessaires, certains
opérateurs ont dû réduire leurs capacités, les réaffecter vers des produits moins dangereux, ou les
démonter.
Alors que cette activité était historiquement concentrée sur la France, Rubis met en service deux
terminaux dans le hub logistique européen d’ARA (Anvers, Rotterdam, Amsterdam) :
− Le nouveau terminal de Rotterdam a commencé à mettre des capacités en service en mai
2008. Ses capacités étaient de 82 000 m³ en 2009 et des travaux ont été lancés pour une
seconde tranche qui les portera à 178 000 m³ en 2012. L’investissement total dans ces capacités
est estimé à 130 M€.
− Le terminal chimique d’Anvers doit entrer en service avant la fin de l’année. La première phase
(57 000 m³ de bacs chimiques en 2010 et 14 000 m³ de gaz début 2011) représente un
investissement de 100 M€ (partagé à 50/50 avec le partenaire Mitsui) et un premier contrat de 10
ans démarrant le 1er janvier 2011 couvre déjà tous les coûts de la première année d’exploitation.
L’objectif final (étalé sur 5 à 10 ans) est de porter les capacités de ce terminal à 400 000 m³.
Le management considère que ces installations bénéficieront pleinement du développement des
capacités de production d’éthylène en Asie et au Moyen-Orient dans des usines dont les coûts de
production seront particulièrement faibles. Ainsi, les sociétés chimiques européennes, arbitrant leurs
coûts d’approvisionnement, devraient réduire leurs capacités de production internes et augmenter
leurs approvisionnements par importation.
Energie
I 35
Tableau 10 : Tableau des capacités des terminaux à fin 2009
En m³
Brest
Dunkerque
Corse
Rouen
Salaise
Strasbourg
Saint-Priest
Village Neuf
Villeneuve-la-Garenne
Rotterdam
Total
Produits pétroliers
130 000
258 000
35 000
373 000
Engrais
Oléagineux et mélasses
17 000
10 000
130 000
1 969 000
180 000
23 000
180 à 250 000
40 000
30 000
19 000
31 000
72 000
274 000
220 000
Total
130 000
485 000
35 000
693 000
19 000
346 000
98 000
64 000
17 000
82 000
24 000
315 000
98 000
64 000
1 345 000
Produits chimiques
Sources : Rubis, Natixis
Les contrats, souvent pluriannuels, sont généralement structurés sur une réservation d’une capacité
de stockage accompagnée d’un forfait de rotations à l’année (nombre d’entrées-sorties de produits).
Les centrales d’achats des grandes surfaces sont les principaux clients de cette branche
d’activité, suivies des raffineurs, des industriels de la chimie et de l’agroalimentaire, et des traders
physiques de commodités. Soulignons également la montée en puissance de la mélasse (résidu du
raffinage du sucre), utilisée comme base pour la fabrication de biocarburants. Le développement de
cette filière entraine également l’augmentation des services d’additivation offerts par Rubis qui gère
le mélange de biocarburants dans le carburant conventionnel pour le compte de ses clients afin de
les mettre aux normes françaises.
Ce métier est, bien sûr, très capitalistique et nous considérons qu’il dégage un ROCE
d’environ 15% à 20%. Ainsi, en tenant compte d’un impôt de 33%, un investissement de 100 M€
dégage un EBIT de 10 à 13 M€. Compte tenu des investissements réalisés dans les nouveaux
terminaux et de l’augmentation rampante de capacités (1 à 2% par an d’extensions de capacités),
nous prévoyons une hausse de 4% des capacités en 2011 et 2012. La montée en puissance des
nouveaux terminaux devrait être visible en année pleine en 2012. Compte tenu de son
positionnement et de ses fortes parts de marché régionales, nous estimons que les hausses
annuelles de prix passées aux clients sont deux à trois fois supérieures à l’inflation. Surtout, les
nouvelles capacités dans la chimie sont relutives pour la marge moyenne.
L’impact des grèves en France en octobre dernier, qui ont touché les 12 raffineries domestiques,
a montré l’importance de l’outil logistique pour palier l’absence de raffinage domestique. Cependant,
les sorties de dépôts ont également été perturbées. Nous attendons une croissance de 27% de la
contribution de l’activité en 2010, 2% en 2011, puis 5% en 2012.
Energie
I 36
Tableau 11 : Contribution de Rubis Terminal
En M€
2006
2007
2008
2009
2010e
2011e
2012e
Capacités attribuées (000 m³)
Croissance (%)
Produits pétroliers
Produits chimiques
Engrais
Oléagineux et mélasse
Chiffre d'affaires prestations de stockage
Croissance (%)
Chiffre d'affaires Négoce
Chiffre d'affaires total Rubis Terminal
EBITDA
EBIT
Croissance (%)
Marge d'EBIT (uniquement sur CA prestations) (%)
1 652
0,8
1 147
102
199
204
62
5,9
120
37
33
26
24
42
1 699
2,8
1 168
116
200
215
68
9,8
98
40
36
27
3,8
40
1 900
11,8
1 310
130
240
220
78
14,7
220
298
45
35
27,6
44
1 920
1,1
1 310
130
240
240
87
11,9
102
189
50
38
8,9
43
2 057
7,1
1 370
190
250
248
100
14,3
160
260
61
48
27,0
48
2 134
3,7
1 425
200
250
260
106
5,8
160
266
65
49
2,1
46
2 214
3,7
1 482
209
250
273
112
5,8
160
272
68
52
5,1
46
Sources : Rubis, estimations Natixis
Distribution : une acquisition structurante aux Caraïbes
Doublement des volumes commercialisés
Rubis a fortement augmenté sa couverture géographique dans le métier de la distribution de GPL.
En 2009, elle a commercialisé 0,8 Mt/m³ de produits dont 0,45 Mt de GPL. Par rapport à sa base
européenne (marché mature qui représente encore 60% des volumes), l’exposition aux Caraïbes
réduit le risque climatique (insensibilité au froid de l’hiver) et l’expansion en Afrique permet
d’accéder à des marchés en croissance. Cette répartition sera complètement remise en cause par
l’acquisition qui vient d’être annoncée des actifs de distribution de Chevron au Caraïbes, qui va
porter à plus de 2 Mt/m³ les volumes distribués annuellement.
Rubis vient, en effet, d’annoncer la reprise, pour 300 M$ (dont 75 M$ de reprise de BFR), d’actifs
couvrant la distribution (174 stations), la logistique (10 terminaux et des dépôts/centres emplisseurs
locaux), et le négoce. L’activité couvre 13 pays dont 9 formant l’arc des Caraïbes (Antigua, la
Barbade, la Dominique, Grenade, la Guyane, St Kitts & Nevis, Ste Lucie, St Vincent et les
Grenadines, Trinidad et Tobago), 3 en Amérique centrale (Belize, Costa Rica, Nicaragua), et les
3 départements français de Guadeloupe, Guyane, et Martinique. Dans chaque pays, Rubis
occupera ainsi des positions fortes de numéro 1 ou 2 avec des parts de marché entre 14 et 35%.
Ces actifs ont généré, en 2009, un chiffre d’affaires de près de 580 M$ (445 M€), un EBITDA de
30 M€ et un RN de 18 M€. La finalisation de l’opération (qui porte sur 3 lots) devrait s’étaler du
T1 11 au T3 11.
Energie
I 37
Graphique 17 : Implantations de Rubis Energie
Acquisition Chevron
Volumes: 1 200 Kt (174 stations)
- DOMTOM français
- îles de l’arc des Caraïbes
- Belize, Costa Rica, et Nicaragua
- 11,5% dans la raffinerie SARA
Europe
Volumes: 500 Kt/m³ (70 stations)
- France continentale et Corse,
Allemagne, Bulgarie, Espagne,
République Tchèque, Suisse, îles
anglo-normandes
Caraïbes périmètre actuel
Volumes: 250 Kt/m³ (80 stations)
- DOMTOM français
- Bermudes
- 24% dans la raffinerie SARA
Afrique
Volumes: 180 Kt/m³
- Maroc, Sénégal, Madagascar,
Afrique du Sud, Botswana,
Lesotho, Swaziland
Incertitude sur le redémarrage du GPL carburant en France
La France métropolitaine représente environ 20% du total des volumes commercialisés par Rubis.
Dans ce marché en baisse moyenne annuelle de 3% sur les dix dernières années mais avec un
politique commerciale active, la part de marché de Rubis s’améliore régulièrement et atteint 5%. Sa
position est importante sur le GPLc (GPLcarburant) avec une part de marché de 20% mais ces
volumes restent marginaux à l’échelle du groupe à environ 20 000 t/an.
La consommation de GPL carburant n’a cessé de baisser à partir de 2000. Elle était à nouveau en
recul de 10,5% en 2009 à 99 000 t et la part du GPL carburant dans la consommation nationale de
GPL n’est plus que de 4,3% (vs 4,8% en 2008). Cependant, la tendance s’est fortement inversée
avec une hausse du marché de 20% en septembre 2010 liée à l’évolution rapide du parc. Le CFBP
(Comité français du butane et du propane) estime qu’à fin 2010 le parc de véhicules GPLc, qui a
également bénéficié des effets de la prime à la casse, sera de 170 000 unités, soit une hausse de
40% par rapport à fin 2009.
La suppression, à compter du 1er janvier 2011, du “super bonus” de 2 000 € en France sur les
véhicules GPLc émettant moins de 140 g/km de CO2 a été évoquée par la presse. Ce dispositif,
instauré par la loi de finance 2008, tablait sur équilibre entre les dépenses du bonus (y compris
GPL, GNV et hybride) et les recettes du malus. Or, le système a accumulé des déficits de 214 M€
en 2008 et 500 M€ en 2009.
Tableau 12 : Evolution des volumes de GPL consommés en France
En Kt
1980
1990
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
GPL
dont GPL carburant
3 219
16
2 797
50
3 178
217
3 096
210
2 982
188
2 818
166
2 876
151
2 720
139
2 563
130
2 450
118
2 460
111
2 295
99
Energie
I 38
Source : CPDP
En attendant le timing définitif de finalisation de l’acquisition des actifs de Chevron, nous l’intégrons
à partir de mi-2011. Nous attendons ainsi une croissance de 161% des volumes en 2011 et de 61%
en 2012.
La régulation des marges de la raffinerie SARA n’est plus appliquée depuis les troubles sociaux aux
Antilles françaises de début 2009. Le gouvernement français continue, à ce stade, de payer (avec
du retard) aux opérateurs le manque à gagner. Nous n’attendons pas d’évolution significative de la
rentabilité de cet actif (16 000 b/j, détenu à 35,5% par Rubis après la transaction Chevron) lorsque
le nouveau système de marges administrées sera promulgué.
Après une phase de lancement plus longue que prévu, la contribution de Frangaz (spécialisée dans
le GPL sous marque de distributeurs, volumes en hausse de 60% en 2009) deviendra positive cette
année et soutiendra le ROP à l’avenir. Au final, nous attendons une hausse de 11% de l’EBIT en
2010, puis un rebond de 49% en 2011 et 21% en 2012.
Tableau 13 : Contribution de Rubis Energie
En M€
2006
2007
2008
2009
2010e
2011e
2012e
Prix du Brent ($)
Prix CIF du butane Europe du Nord ($/T)
Variation (%)
Volumes de GPL distribués (tonnes)
Variation (%)
Volumes de produits pétroliers distribués (m³)
Variation (%)
Chiffre d'affaires
EBITDA
EBIT
Variation (%)
65,6
525,1
72,6
629,7
20
302 000
36
228 000
14
686
51
32
36
97,5
746,1
18
381 000
26
265 000
16
895
60
43
31
61,6
471,1
-37
450 000
18
360 000
36
763
70
45
7
78,1
597,6
27
408 935
-9
374 400
4
942
75
50
11
80,0
612,2
2
558 868
37
978 144
161
1 446
104
75
49
85,0
650,5
6
585 910
5
1 578 144
61
1 912
127
91
21
221 905
0
200 000
ns
550
nd
24
Sources : Rubis, estimations Natixis
12% de croissance moyenne annuelle sur 2009/2012e
La croissance du résultat opérationnel sera obérée par le financement, qu’il s’agisse d’une hausse
des intérêts liées à la dette et de la dilution liée à l’augmentation de capital que nous attendons dans
les prochaines semaines à 130 M€ avec l’hypothèse d’une décote de 20% sur le cours de Bourse
actuel. Le taux d’imposition moyen du groupe devrait diminuer compte tenu d’un taux d’environ 20%
sur le périmètre acquis aux Caraïbes. Au final et en ajustant également nos prévisions
opérationnelles, nous avons ajusté nos BPA en hausse de 3,1% en 2010, en baisse de 4,0% en
2011, et en hausse de 4,1% en 2012. Nous attendons des croissances de 8% en 2010 (guidance :
5% à 10%), 10% en 2011, et 17% en 2012, soit une croissance annuelle moyenne de 12% sur trois
ans. Nos estimations sont relativement en ligne avec celles du consensus.
Energie
I 39
Tableau 14 : Prévisions de résultats
En M€
Estimations Natixis
2010e
EBITDA
2011e
Consensus IBES
Var. (%)
2012e
2010e
2010/09
2011/10
2012/11
2011e
Var. (%)
2012e
2010/09 2011/10 2012/11
129
162
189
16
25
17
131
170
188
17
30
11
Résultat opérationnel
92
119
134
21
29
13
92
107
126
20
16
18
RNpg corrigé
57
72
85
20
27
17
57
76
85
21
33
12
4,87
5,35
6,26
8
10
17
4,77
5,95
6,67
6
25
12
BPA (€)
Sources : Natixis, consensus IBES
Dans un environnement aval en restructuration, Rubis se positionne comme un repreneur d’actifs
délaissés par les grandes compagnies sur des marchés de niche. Pour cela, son gearing de 36% au
S1 10 (qui correspond à 1,7x l’EBITDA) laisse une marge de manœuvre importante à un moment ou
la concurrence de la part des fonds de LBO est moins drastique. Pour financer ses dernières
acquisitions, Rubis peut mobiliser plusieurs leviers de financement :
− Une ligne de capital a été mise en place en janvier 2010 qui permet des augmentations de
capital successives jusqu’à 10% du capital social (1,08 M d’actions), à un prix de souscription
en décote de 8% par rapport au cours moyen pondéré des 3 jours de Bourse précédant chaque
émission. Ainsi, environ 15 M€ de fonds propres ont été levés au S1 10 via ce système,
représentant près d’un quart du maximum envisageable.
− Des lignes de crédit bancaire sont disponibles pour environ 200 M€.
− Une augmentation de capital d’environ 130 M€ est prévue dans les prochaines semaines.
Cette opération devrait se faire avec attribution de droits préférentiels de souscription et, selon
nous, une décote d’environ 20% sur le cours de Bourse, soit environ 16% de nouvelles actions à
émettre. Nous l’avons intégrée en année pleine en 2011 dans nos estimations.
Au final, compte tenu des opérations en cours ou prévues, nous n’attendons pas de détérioration du
niveau d’endettement avec un gearing inférieur à 40% en 2011 et un ratio de Dette nette / EBITDA
de 2,0x. La société pourra ainsi poursuivre sa stratégie d’acquisitions mais le management envisage
une pause de quelques mois afin de « digérer » le changement important de périmètre du groupe.
Tableau 15 : Tableau de financement simplifié
En M€
Cash-flow opérationnel (y compris BFR)
Investissements
Free cash-flows
Acquisitions
Dette nette
Gearing (%)
Dette nette / EBITDA (x)
2006
2007
2008
2009
2010e
2011e
2012e
54
-43
11
-54
82
24
1,3
55
-63
-7
-60
93
22
1,2
47
-99
-52
-32
175
38
1,8
91
-89
2
-4
181
36
1,6
84
-92
-8
-50
247
41
1,9
110
-71
39
-225
322
38
2,0
139
-65
74
0
275
28
1,5
Le management est discipliné dans ses choix d’acquisition et retient habituellement trois critères
de sélection des dossiers d’acquisition dans la distribution :
Energie
I 40
− Une prise de part de marché significative.
− Un accès aux infrastructures logistiques d’importation pour ne pas avoir à dépendre d’un tiers
pour assurer ses approvisionnements.
− Des marchés de niches avec des positions laissant peu de place pour un nouvel entrant et avec
des marges régulées ou administrées dans des conditions satisfaisantes. Les îles correspondant
particulièrement à ce critère.
Un gearing de 50% représente un seuil à partir duquel la société considère que sa marge de
manœuvre financière pour lancer de nouvelles acquisitions devient limitée. En termes de
valorisation, il se limite généralement à un multiple VE/EBITDA de 7x.
Tableau 16 : Acquisitions réalisées par Rubis depuis avril 1998
Date
Acquisition
Investissement (M€)
Avr-98
50% d'IPEM
24,5
Sept-99
50% restants d'IPEM
Déc-99
Autogas Meridionale
Nov-00
Rachat des minoritaires (38,7%) dans CPA
Mars-01
Lancement de la distribution de GPL à Madagascar et construction d'un terminal de réception de 4 800 m³
Oct-01
Propetrol (6 dépôts pour 250 000 m³)
Janv-03
Juin-03
Reprise d'un dépôt de 35 000 m³ à Brest et acquisition d'un fond de commerce de 40 points de vente de GPL
carburant
Fond de commerce GPL de Shell au Sénégal
Nov-03
Acquisition de 75 000 m³ de capacités de stockage
32
12
23e
Nc
10,3
Nc
Nc
3
Avr-05
Rachat des minoritaires (34%) dans Vitogaz
34,1
Nov-05
Activités de Shell aux Antilles et Guyane
107
Févr-06
Partenariat avec BP dans 104 points de distribution de GPL carburant
Juil-06
Activités de distribution de Shell aux Bermudes
32
Mars-07
Actifs de distribution de GPL de Shell en Bulgarie, Suisse, République Tchèque, Allemagne, et Espagne
45
Juin-08
Activités de distribution de Shell dans les îles anglo-normandes
25
Juin-08
Activités de distribution de GPL de Total en Espagne
7.5
Juil-08
Janv-10
Activité d'avitaillement en carburant aviation de Shell dans les aéroports internationaux des Antilles et de la Guyane
Françaises
Actifs avals (stations, GPL, et dépôts) de Shell et Total
15
Févr-10
50% de BP dans la JV Frangaz de distribution de GPL marque distributeur
10
Oct-10
Activité de distribution de GPL de Shell en Afrique Australe (Afrique du Sud, Botswana, Lesotho, Swaziland)
50
Oct-10
Activités de distribution de GPL en bouteille du groupe Linde en Suisse
15
Nov-10
Activités de distribution de GPL de BP en Espagne
Nov-10
Activités aval de Chevron aux Caraïbes
Nc
5
25
225
Sources : Société, estimations Natixis
Energie
I 41
Après prise en compte de l’augmentation de capital à venir (130 M€) et de l’effet relutif de
l’intégration des actifs de Chevron en année pleine en 2012 (~5%), nous ajustons notre objectif de
cours à 105 € (vs 88 €), basé sur un DCF et des comparables boursiers.
Une croissance régulière à un prix attractif
Rubis se traite actuellement sur un PE à 12 mois, selon le consensus, de 15x. Ce chiffre est à
comparer à une moyenne sur 10 ans de 13x avec un point haut de 20x en 2005/06 (période de
l’acquisition structurante des actifs de Shell aux Caraïbes pour 107 M€) et un point bas à 9x fin2008. Notons qu’en 10 ans, la société a délivré une croissance régulière de son BPA avec un taux
moyen annuel de 9,8%.
Le PE actuel ne nous semble pas exagéré compte tenu de la croissance soutenue que nous
attendons en 2012 avec l’effet d’intégration en année pleine des nouveaux actifs.
Graphique 18 : Evolution des BPA et PE forward historique
7.0
23 x
6.0
21 x
19 x
5.0
17 x
4.0
15 x
3.0
13 x
2.0
11 x
1.0
9x
0.0
7x
janv-00 janv-01 janv-02 janv-03 janv-04 janv-05 janv-06 janv-07 janv-08 janv-09 janv-10
BPA 12 mois (échelle gauche en €)
PE forward 12 mois (échelle droite)
Sources : Fatset, Natixis
DCF : 102 €
Nous retenons un CMPC de 7,62% basé sur un taux sans risque de 2,71%, un prime de marché de
6,46% et un bêta de 0,9 cohérent avec le profil récurrent de l’activité et sa diversification (Reuters
indique un bêta plus agressif de 0,65 et de 0,62 pour Bloomberg). Notre estimation tient compte
d’un ratio d’endettement de 18,9% post opération de marché. Nous avons, en effet, intégré une
augmentation de capital de 130 M€ avec une décote de 20% sur le cours actuelle qui conduit à
émettre 1,8 M de nouvelles actions, ainsi que le prix des nouvelles acquisitions.
Energie
I 42
Tableau 17 : Détail du calcul du CMPC
En %
Taux sans risque
Prime de risque du marché
Bêta
Coût des fonds propres
Coût moyen de la dette
Taux d’impôt
Coût net de la dette
Dette nette / (capi. boursière + dette nette)
Coût moyen pondéré du capital
2,71
6,46
0,9
8,52
5,20
28
3,74
18,92
7,62
Source : Natixis
Notre modèle intègre un taux de croissance à l’infini de 1,8% conforme aux prévisions à long terme
de l’Agence Internationale de l’Energie. Nous retenons, par ailleurs, un taux d’impôt de 28% et
faisons converger les investissements et les amortissements à long terme. Notre valorisation ressort
à 102 € par action.
Tableau 18 : Modèle de valorisation par DCF
En M€
EBITDA
Croissance de l'EBITDA (%)
EBIT
Impôt théorique sur EBIT
NOPAT
Dot. amort & provisions
Var de BFR
Investissements industriels
Cash-flow opérationnel
Cash-flows actualisés
Somme des cash-flows actualisés
Taux de croissance à l'infini (%)
Valeur terminale actualisée
Total
Dette nette fin 2009 (post-opérations)
Actifs financiers
Valorisation
Nombre de titres (M)
Valorisation par action (€)
2009
2010e
2011e
2012e
2013e
2014e
2015e
112
15
76
22
55
34
4
-89
4
0
129
16
92
26
66
37
-9
-92
2
2
388
1,80
1 241
162
25
119
34
85
43
-5
-71
52
48
189
17
134
38
96
55
0
-65
86
73
195
3
138
39
99
56
-1
-30
124
98
201
3
143
40
102
57
-1
-30
128
94
205
2
145
41
104
58
-1
-58
103
70
1 630
-14
-276
30
1 369
13,51
102
Source : Natixis
Comparables boursier : 107 €
Nous ne faisons pas de valorisation distincte pour chaque division car leurs contributions dans le
mix de Rubis sont quasiment équilibrées (51% dans la distribution et 49% dans le stockage) et les
multiples de valorisation de ces activités n’apparaissent pas fondamentalement éloignés. Les
multiples par action sont moins favorables au groupe en raison de sa structure financière qui
n’utilise pas à plein l’effet de levier tiré d’un financement par dette (poids de la dette souvent 2 à 3
fois plus lourd pour les autres sociétés).
Energie
I 43
En effaçant la décote moyenne de 18% de Rubis par rapport aux multiples des comparables, notre
valorisation ressort à 107 €.
Tableau 19 : Comparaisons boursières
En x
Stockage et logistique
Vopak
Enbridge
Magellan Midstream
Sunoco Logistics Partners
Distribution de GPL
AmeriGas Partners
Suburban Propane Partners
Energy Transfer
Multiples moyens des comparables
Rubis
Prime / Décote (%)
Capi.
22/11/10
(M$)
10e
11e
12e
10e
12e
10e
11e
12e
10e 11e
6 150
21 493
6 299
2 646
16,3
21,0
19,6
14,7
14,3
19,9
18,4
14,5
12,5
18,0
17,3
13,9
10,9 9,9 7,2
14,3 11,6 10,8
16,1 14,4 13,5
11,0 9,9 9,4
15,2
22,0
20,3
13,3
13,8
17,4
18,3
12,0
12,7
16,7
16,8
11,4
10,6 9,4
10,7 10,0
16,4 15,3
12,8 12,4
2 694 15,4 14,8 16,1
1 929 14,8 14,5 13,6
9 864 40,3 19,6 18,6
20,3 16,6 15,7
1 438 18,0 16,4 14,1
-11
-1 -11
10,0 9,7 9,8
11,0 10,7 10,3
10,7 9,2 8,3
12,0 10,8 9,9
10,0 8,0 5,6
-17 -26 -43
13,5
12,9
14,5
16,0
14,0
-12
12,4
12,5
12,0
14,1
10,9
-23
12,4
12,5
12,0
13,5
9,6
-29
11,1
12,2
14,9
12,7
10,9
-14
35,16
56,79
55,71
79,56
€
C$
$
$
47,52 $
54,98 $
51,18 $
87,58 €
PE
VE/EBE
P/CF
Cours
11e
VE/REX
10,7
11,8
12,8
11,8
10,3
-13
Sources : Natixis, consensus IBES
Le rendement en soutien
La société assure historiquement un taux de distribution de plus de 60% de ses résultats. Elle laisse
habituellement à ses actionnaires l’option de recevoir le paiement de leur dividende en actions
nouvelles. Cette option, généralement exercée par plus de deux tiers des actionnaires, renforce
chaque année les fonds propres de la société.
Au cours des 10 dernières années, la croissance annuelle du dividende est en moyenne de 8,9%,
accompagnant ainsi la croissance des BPA. Nous attendons un dividende de 2,90 € au titre de
2010, faisant ressortir un rendement de 3,3%.
Energie
I 44
Eléments financiers 31/12
Décomposition par activité (M€)
Chiffre d'affaires
Rubis Energie
Rubis Terminal
Rubis Energie
Rubis Terminal
Elimination
Marge d'exploitation corrigée
Rubis Energie
Rubis Terminal
Rubis
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
1 192,3
894,4
297,9
72,1
42,6
34,7
-5,2
6,0%
4,8%
11,6%
952,7
763,3
189,4
76,5
45,4
37,8
-6,7
8,0%
5,9%
20,0%
1 201,8
942,0
259,9
92,3
50,3
48,0
-6,0
7,7%
5,3%
18,5%
1 712,0
1 446,4
265,6
118,8
74,8
49,0
-5,0
6,9%
5,2%
18,4%
2 184,2
1 912,5
271,7
134,4
90,9
51,5
-8,0
6,2%
4,8%
19,0%
31,9%
35,8%
12,8%
20,7%
26,0%
10,9%
-6,1%
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
1 192,3
40,0%
951,9
-20,2%
1 201,8
26,3%
1 712,0
42,4%
2 184,2
27,6%
31,9%
Excédent brut d'exploitation
Variation
97,5
22,1%
111,8
14,7%
129,3
15,7%
162,1
25,3%
189,2
16,7%
19,2%
Résultat d'exploitation publié
Variation
Variation
Marge d'exploitation
72,1
34,3%
72,1
34,3%
6,0%
76,5
6,1%
76,5
6,1%
8,0%
92,3
20,7%
92,3
20,7%
7,7%
118,8
28,7%
118,8
28,7%
6,9%
134,4
13,1%
134,4
13,1%
6,2%
20,7%
-8,6
63,5
0,0
-18,5
0,0
-2,3
-6,9
69,6
0,0
-19,7
0,0
-2,7
-10,7
81,6
0,0
-22,9
0,0
-2,0
-17,1
101,8
0,0
-27,7
0,0
-2,0
-17,9
116,5
0,0
-30,3
0,0
-2,0
42,7
13,8%
42,7
13,8%
47,2
10,6%
47,2
10,6%
56,8
20,3%
56,8
20,3%
72,1
26,9%
72,1
26,9%
84,2
16,8%
84,2
16,8%
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
71,0
-99,2
-23,8
-52,0
-32,2
-26,6
18,5
0,9
9,4
-81,9
174,9
38,2%
87,0
-88,6
3,6
2,1
-3,9
-29,5
21,7
0,8
2,8
-6,2
181,1
35,8%
93,8
-92,0
-9,4
-7,7
-50,0
-30,0
12,0
0,0
10,0
-65,6
246,7
40,6%
115,4
-71,0
-5,0
39,4
-225,0
-33,8
133,0
0,0
11,3
-75,2
321,9
37,8%
139,0
-65,0
0,0
74,0
0,0
-41,2
0,0
0,0
13,7
46,5
275,4
28,1%
16,9%
-9,8%
Compte de résultat (M€)
Chiffre d'affaires
Variation
Résultat financier net
Résultat courant avant impôt
Résultat exceptionnel
Impôt sur les sociétés
Amt. / dep. survaleurs
Résultat des SME
Résultat net des activités cédées
Résultat net part du groupe
Variation
RNPG corrigé
Variation
Tableau de financement (M€)
MBA
Investissements nets
Diminution (Augmentation) du BFR
Cash-flow disponible
Investissements financiers
Distribution
Augmentation de capital
Produits de cessions
Divers
Augmentation (Diminution) de la trésorerie
Endettement net
Gearing
20,7%
18,7%
21,3%
21,3%
Energie
ns
11,7%
I 45
Bilan simplifié (M€)
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
Immobilisations nettes
Immobilisations financières
BFR
Actif net des activités cédées
Fonds propres ensemble
dont part du groupe
Provisions
Endettement net
661,3
34,1
-41,7
457,7
443,5
21,2
174,9
716,4
35,6
-33,2
505,3
490,9
20,3
181,1
736,4
35,6
-42,6
608,1
591,6
21,3
246,7
756,4
35,6
-47,6
851,0
832,5
22,3
321,9
776,4
35,6
-47,6
980,3
959,9
23,3
275,4
2,7%
24,7%
Données par action (€)
2008
2009
2010e
2011e
2012e
TMVA 09/12
10,3
10,4
4,12
4,12
0,00
6,85
2,65
64,3%
42,80
10,8
10,5
4,49
4,49
0,00
8,28
2,85
63,4%
46,70
12,0
11,7
4,87
4,87
0,00
8,04
2,90
59,5%
50,74
12,0
13,5
5,34
5,34
0,00
8,54
3,05
57,2%
61,62
12,0
13,5
6,23
6,23
0,00
10,29
3,15
50,6%
71,05
3,5%
8,7%
11,5%
11,5%
ns
7,5%
3,4%
TMVA 09/12
Nombre de titres à la cote (millions)
Nombre de titres dilué (millions)
BPA publié
BPA corrigé
Survaleur
Cash-flow
Dividende net
Taux de distribution
Fonds propres
2008
2009
2010e
2011e
2012e
Rex (% du CA)
Rex corrigé (% du CA)
Taux d'imposition apparent
Marge nette
6,0%
6,0%
-29,2%
3,8%
8,0%
8,0%
-28,4%
5,2%
7,7%
7,7%
-28,0%
4,9%
6,9%
6,9%
-27,2%
4,3%
6,2%
6,2%
-26,0%
3,9%
Rentabilité des fonds propres
Rentabilité capitaux investis
Capitaux investis (M€)
Couverture des frais financiers (x)
Endettement net/EBE (x)
Gearing
BFR (% du CA)
Survaleur (% des fonds propres)
Investissements nets (% du CA)
9,6%
8,2%
620
8,4
1,8
38,2%
-3,5%
-8,3%
9,6%
8,0%
683
11,1
1,6
35,8%
-3,5%
-9,3%
9,6%
9,6%
694
8,6
1,9
40,6%
-3,5%
-7,7%
8,7%
12,2%
709
7,0
2,0
37,8%
-2,8%
-4,1%
8,8%
13,6%
729
7,5
1,5
28,1%
-2,2%
-3,0%
Ratios boursiers
2010e
2011e
2012e
VE/CA (x)
VE/EBE (x)
VE/Rex corrigé (x)
Cours/Fonds propres (x)
Cours/Cash-flow (x)
PE corrigé
PE publié
Rdt Net
Free cash flow yield (%)
1,1
10,0
14,1
1,7
10,9
18,0
18,0
3,3%
-0,7%
0,9
9,3
12,7
1,4
10,3
16,4
16,4
3,5%
3,7%
0,7
7,7
10,9
1,2
8,5
14,1
14,1
3,6%
7,0%
Ratios financiers
15,0%
Energie
2,2%
I 46
Heurtey Petrochem :
Natixis et/ou ses filiales est/sont apporteur(s) de liquidité ou teneur(s) de marché et a/ont conclu un contrat de liquidité sur un (des) instrument(s) financier(s) de l’émetteur.
* voir méthodologie appliquée aux recommandations boursières avant le 01/05/2010 précisée dans le disclaimer ci-après
Ce document peut évoquer des méthodes d’évaluation dont les définitions résumées sont les suivantes :
1/ Méthode des comparaisons boursières : les multiples de valorisation de la société évaluée sont comparés à ceux d'un échantillon de sociétés du même secteur d'activité, ou d'un profil
financier similaire. La moyenne de l'échantillon établit une référence de valorisation, à laquelle l'analyste ajoute le cas échéant des décotes ou des primes résultant de sa perception des
caractéristiques spécifiques de la société évaluée (statut juridique, perspectives de croissance, niveau de rentabilité...).
2/ Méthode de l’ANR : l'Actif Net Réévalué est une évaluation de la valeur de marché des actifs au bilan d'une société par la méthode qui apparaît la plus pertinente à l'analyste.
3/ Méthode de la somme des parties : la somme des parties consiste à valoriser séparément les activités d'une société sur la base de méthodes appropriées à chacune de ces activités puis
à les additionner.
4/ Méthode des DCF : la méthode des cash-flows actualisés consiste à déterminer la valeur actuelle des liquidités qu'une société dégagera dans le futur. Les projections de cash-flows sont
établies par l'analyste en fonction de ses hypothèses et de sa modélisation. Le taux d'actualisation utilisé est le coût moyen pondéré du capital, qui représente le coût de la dette de
l'entreprise et le coût théorique des capitaux propres estimés par l'analyste, pondérés par le poids de chacune de ces deux composantes dans le financement de la société.
5/ Méthode des multiples de transactions : la méthode consiste à appliquer à la société évaluée les multiples observés dans des transactions déjà réalisées sur des sociétés comparables.
6/ Méthode de l’actualisation des dividendes : la méthode consiste à établir la valeur actualisée des dividendes qui seront perçus par l'actionnaire d'une société, à partir d'une projection des
dividendes réalisée par l'analyste et d'un taux d'actualisation jugé pertinent (généralement le coût théorique des fonds propres).
7/ Méthode de l’EVA : la méthode "Economic Value Added" consiste à déterminer le surcroît annuel de rentabilité dégagé par une société sur ses actifs par rapport à son coût du capital
(écart également appelé "création de valeur"). Ce surcroît de rentabilité est ensuite actualisé pour les années à venir avec un taux correspondant au coût moyen pondéré du capital, et le
résultat obtenu est ajouté à l'actif net comptable.
* Jusqu’au 30/04/2010, les recommandations de Natixis portaient sur les 6 prochains mois et étaient définies comme suit :
Acheter
Potentiel de hausse supérieure à 15% par rapport au marché assorti d’une grande qualité des fondamentaux.
Renforcer
Potentiel de hausse de 0 à 15% avec un niveau de risque élevé
Alléger
Potentiel de baisse de 0 à 15%
Vendre
Potentiel de baisse supérieure à 15% et/ou avec des risques très élevés sur les fondamentaux industriels et financiers.
A compter du 1/05/2010, les recommandations de Natixis portent sur les 6 prochains mois et sont définies comme suit :
Acheter
Potentiel de hausse supérieure à 10%.
Neutre
Potentiel compris entre 10% et -10%
Alléger
Potentiel de baisse supérieure à -10% et/ou de risques élevés sur les fondamentaux industriels et financiers.
Au 24/11/2010, les recommandations de Natixis ainsi que la part, par rapport à l'échantillon de valeurs suivies, des émetteurs pour lesquels sa maison mère Natixis a fourni des services d'investissement
sur les 12 derniers mois se répartissent comme suit :
Valeurs suivies
Valeurs Corporate
Acheter
Neutre
Alléger
46,53%
30,06%
14,74%
1,45%
1,16%
0,00%
Les cours de référence sont basés sur les cours de clôture.
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performances futures. Toute opinion contenue dans le présent document reflète le contexte actuel et peut être modifiée à tout moment sans préavis. Natixis ne saurait être tenu
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mentionné. En particulier, il se peut ainsi que Natixis ou toute personne morale ou physique liée, leurs dirigeants, leurs représentants légaux ou leurs salariés aient investi pour leur propre
compte ou agissent ou envisagent d'agir, dans les douze mois à venir, en tant que conseiller, apporteur de liquidité, teneur de marché, ou banquier d'affaires d'une des sociétés
mentionnées dans cette publication.
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Energie
I 47
Natixis Bleichroeder Inc.
Natixis
Paris
Natixis
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Adresse postale
New York
Francfort
30 avenue Pierre Mendès France
47 quai d’Austerlitz
BP 4
1345 Avenue of the Americas
Im Trutz Frankfurt 55
75013 Paris
75013 Paris
75060 Paris Cedex 02
New York, NY 10105
D-60322 Frankfurt
France
France
France
USA
Allemagne
Société anonyme à Conseil d’administration
Member of the NASD and SIPC
au capital de 4 653 020 308,80 €
Chris Thompson
Sarah Schmitz
542 044 524 RCS Paris
Tel.
Tel. (49 69) 971 53 312
(1 212) 698-3400
[email protected]
[email protected]
Directeur du bureau d'Etudes
Sixte de Gastines
Tel. (33 1) 58 55 06 87
Londres
[email protected]
Natixis London Branch LTD
Cannon Bridge House
Responsable Vente Actions
25 Dowgate Hill
Europe Continentale
Londres EC4R 2YA
Philippe Denoyelle
Royaume-Uni
Tel. (33 1) 58 55 05 91
[email protected]
Chris Thompson
Tel.
Responsable Vente Actions UK
Chris Thompson
Tel.
(1 212) 698-3400
[email protected]
Responsable Sales trading
Christian Nucci
Tel. (33 1) 58 55 05 76
[email protected]
Responsable Vente Corporate
Cédric Richard
Tel. (33 1) 58 55 90 60
[email protected]
(1 212) 698-3400
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