La gestion des entreprises de l’énergie est modifiée par la  complexité croissante d’accès aux ressources énergétiques, la libéralisation des industries du gaz et de l’électricité, la dévalorisation des énergéticiens par les marchés, les problèmes liés au  réchauffement climatique. On  assiste une financiarisation du couple environnement-énergie et donc à une évolution des missions du directeur financier.

Des projets capitalistiques et risqués
Qu’ils concernent les majors des hydrocarbures (pétrole, gaz) ou les groupes des  utilities (électricité), les enjeux financiers sont d’ampleur. « Les acteurs doivent mener des projets très capitalistiques concernant des investissements lourds et de long terme, avec des aléas quant à leur rentabilité », note Patrick Gougeon, directeur du MS Management de l’énergie de ESCP Europe. Longtemps, les compagnies pétrolières ont pu s’autofinancer grâce à des marges confortables ; aujourd’hui elles empruntent pour  financer l’accès à de nouvelles réserves.

 

Quadrature du cercle
Le directeur financier est un acrobate jaugeant de risques que sa compagnie ne peut faire l’économie de prendre. Il doit à la fois lever des fonds, maîtriser un taux d’endettement et satisfaire des actionnaires habitués à des dividendes réguliers et généreux. « Les compagnies font des montages financiers complexes, internationaux, en relation avec des Etats très exigeants sur le partage  des marges ; les critères financiers sont très tendus », souligne le professeur Gougeon.

 

Nouveau paradigme
Les compagnies hier valorisées sur leurs  volumes de production, font face à des  critères de rentabilité du baril produit, tant les conditions d’extraction sont devenues complexes et couteuses. « Il s’agit de  déterminer quelle production est la plus  rentable, comment transformer une découverte d’hydrocarbures en surcroît de capitalisation boursière, résume Jean-Michel  Gauthier, directeur exécutif de la chaire Energie et finance à HEC Paris. Les majors ont trouvé de nouvelles réserves et pourtant leur cours de bourse n’a pas nécessairement suivi. » A cela s’ajoutent les problématiques  d’investissements pour augmenter le taux de récupérabilité des champs traditionnels, prospecter dans des zones difficiles, et  exploiter des gisements non-conventionnels.

 

Renouvelables vs traditionnelles
Les utilities, font de leur côté, face à une  décroissance de la demande en électricité  en Europe depuis 4 ans. Le secteur s’est structuré mais peine à prouver aux actionnaires qu’il va générer de la valeur sur des marchés en constriction. « D’autant que ces acteurs achètent leur gaz via des contrats  à long terme, ajoute Jean-Michel Gauthier. Impossible d’ajuster leurs coûts face aux surcapacités de génération, les marges souffrent. Ils doivent aussi intégrer la pénalité du passage à une économie décarbonée avec le principe d’injection prioritaire des énergies renouvelables au détriment du parc thermique. » « Les sociétés des utilities sont dégradées sur les marchés du fait de ces  incertitudes alors même qu’il faudrait  préparer la transition énergétique », ajoute Patrick Gougeon.

 

Quotas de CO2, bombe  à retardement financière
Le quota d’émissions de CO2 est un instrument financier initié en 2005 et échangé  sur la bourse européenne du carbone. « Les marchés du carbone sont peu actifs et le prix du quota au plus bas, constate Jean-Michel Gauthier. Une tonne de carbone vaut moins de 3 € alors qu’elle est montée à 40 et que l’Agence Internationale de l’Energie estime nécessaire un prix à 45 € en 2035 dans  son scénario central. » L’UE n’a pas encore statué sur le prolongement des droits après 2020. Les acteurs ont donc des quotas  excédentaires par rapport à leurs besoins d’émissions. La grande crainte du directeur financier serait une remontée drastique du prix de la pollution comme le préconise l’AIE…

 

A. D-F