Qui achète les actifs énergétiques sales dont les entreprises publiques ne veulent plus ?

Ce pourrait bien être votre université ou votre fonds de pension.



La première loi de la thermodynamique est la loi de la conservation de l'énergie. Elle stipule que l'énergie d'un système ne peut être ni créée ni détruite, mais seulement transférée d'un endroit à un autre. Il semble en aller de même pour l'industrie énergétique elle-même. Pressées par les investisseurs, les militants et les gouvernements, les six plus grandes compagnies pétrolières occidentales se sont débarrassées de 44 billions de dollars d'actifs principalement liés aux combustibles fossiles depuis le début de 2018. Selon le cabinet de conseil Wood Mackenzie, l'industrie envisage des cessions d'une valeur totale de 128 billions de dollars dans les années à venir. Le mois dernier, ExxonMobil a déclaré qu'elle allait céder ses activités de schiste au Canada ; Shell a mis en vente ses derniers champs pétrolifères nigérians. Mais la plupart du temps, ces unités obsolètes ne sont pas fermées.


Au contraire, elles passent du monde éclairé des marchés cotés en bourse à des environnements plus sombres.


Nombre d'entre elles finissent dans les mains de sociétés de capital-investissement (PE). Rien qu'au cours des deux dernières années, celles-ci ont acheté pour 60 billions de dollars d'actifs pétroliers, gaziers et charbonniers, dans le cadre de 500 transactions, soit un tiers de plus que ce qu'elles ont investi dans les énergies renouvelables (voir graphique).





Certaines transactions se chiffrent en plusieurs billions de dollars, des géants tels que Blackstone, Carlyle et KKR ayant arraché à des groupes énergétiques, des mineurs et des services publics d'énormes gisements de pétrole, des centrales électriques au charbon ou des réseaux de gaz. De nombreuses autres transactions, conclues par des rivaux plus petits, sont peu médiatisées. Cela ne colle pas avec le credo de nombreux fonds de pension, universités et autres investisseurs dans des fonds privés, dont 1485, représentant 39 trillions de dollars d'actifs, se sont engagés à renoncer aux combustibles fossiles. Mais peu d'entre eux semblent prêts à laisser de juteux rendements sur la table.


L'histoire d'amour du capital-investissement avec le pétrole n'est pas nouvelle. Entre 2002 et 2015, l'augmentation de la demande mondiale de ce carburant a poussé son prix au-dessus de 100 dollars le baril, ce qui a incité les fonds axés sur les actifs "upstream" (exploration et production, notamment les puits de fracturation) à se multiplier. Mais ensuite, l'Arabie saoudite et ses alliés, désireux d'écraser le schiste américain, ont inondé le marché, provoquant la faillite des entreprises de forage et l'échec des transactions. Les fonds de rachat ciblant les combustibles fossiles affichaient des taux de rentabilité interne (TRI) sur dix ans de -0,7 % à la fin juin 2021, selon la société de données Preqin.


Mais le vent a tourné. Comme la demande de pétrole et de gaz persiste alors que la diminution des investissements dans la production limite l'offre, les prix remontent. Shell prévoit des TRI de 20 % pour les investissements dans les projets en upstream, contre 10 % pour les projets renouvelables. Les fonds de rachat, qui ont souvent une durée de vie de dix ans, peuvent espérer récupérer leur argent en deux fois moins de temps, en grande partie grâce aux flux de trésorerie d'exploitation générés par les acquisitions plutôt que par la revente des actifs. Ils peuvent trouver des capitaux à bon marché : contrairement aux majors, qui ont un coût annuel des capitaux propres d'environ 10 %, ils financent généralement les transactions énergétiques avec 80 % de dette, à des taux d'intérêt de 4 à 5 %. De plus, les décotes imposées aux actifs "brown" par le marché boursier, liées à des facteurs de durabilité plutôt qu'à des facteurs financiers, sont à l'origine de nombreuses erreurs d'évaluation sur lesquelles les fonds privés prospèrent.


Les gestionnaires de fonds de capital-investissement ont également fait preuve d'ingéniosité en modifiant leurs stratégies. Nombre d'entre eux ne commercialisent plus de fonds énergétiques, à l'exception de ceux axés sur les énergies renouvelables. Au lieu de cela, les actifs upstream sont regroupés avec d'autres dans des fonds dits "de croissance" ou "opportunistes", qui couvrent un large éventail de secteurs. Les fonds de dette privée achètent des prêts pétroliers et gaziers auprès des banques. Le changement le plus important a été la ruée vers les actifs "intermédiaires" (principalement les pipelines) par les fonds d'infrastructure privés. Parce que leurs revenus sont contractés et payés par de gros clients (les majors de l'énergie et les services publics), ils sont considérés comme très sûrs et génèrent également des TRI attrayants, de l'ordre de 10 %. En juin, un gestionnaire de fonds appartenant à Brookfield, qui est basé au Canada, a acquis la copropriété de l'ensemble du portefeuille de prêts pétroliers et gaziers nord-américains d'ABN AMRO, une banque néerlandaise. En juillet, Brookfield a accepté de payer 6,8 milliards de dollars pour la quatrième plus grande société de pipelines du Canada, un jour après avoir annoncé une levée de fonds de 7 milliards de dollars pour un fonds de "transition" écologique.


Les sociétés de capital-investissement affirment qu'on peut leur faire confiance pour bien gérer ces actifs. Parce qu'elles détiennent des participations majoritaires et échappent au regard constant des marchés publics, elles se considèrent comme étant dans une position unique pour améliorer l'efficacité et réduire les émissions. Mais les incitations à empocher d'abord les dividendes et à se préoccuper du reste plus tard se multiplient. La “dry powder” du capital privé mondial (l'argent collecté par les fonds qui n'a pas encore été dépensé) a atteint un record de 3,3 trillions de dollars. Avec autant d'argent à dépenser, les gestionnaires veulent faire beaucoup d'affaires, ce qui signifie que beaucoup n'ont pas le temps d'élaborer des plans de décarbonisation réfléchis pour leurs actifs.


Au fil du temps, certains investisseurs pourraient décider de ne plus financer leur part des opérations liées aux combustibles fossiles. Mais une troisième catégorie, encore plus opaque, est prête à intervenir : les entreprises publiques et les fonds souverains qui opèrent dans l'ombre. Le mois dernier, Saudi Aramco a acquis une participation de 30 % dans une raffinerie en Pologne, et Somoil, un groupe angolais, a acheté des actifs pétroliers offshore au français Total. En 2020, la GIC de Singapour a fait partie du groupe qui a payé 10 billions de dollars pour une participation dans un gazoduc émirati.


Les banques pourraient-elles jouer un rôle de frein ? Les grands prêteurs européens seront bientôt soumis à des tests de résistance "verts" ; nombre d'entre eux ont annoncé des objectifs de réduction nette de leurs émissions. Leur appétit pour les transactions en upstream "diminue rapidement", affirme un banquier de Wall Street. Pourtant, pour les gros projets, les marchés obligataires restent ouverts. Les opérations plus modestes peuvent faire appel aux marchés de la dette privée. Et si les banques occidentales boudent les prêts pour les projets midstream, ce n'est pas le cas des banques asiatiques. Les liquidités abondent toujours. Le mois dernier, un groupe d'investisseurs dirigé par EIG, une société de rachat américaine, a engagé Citigroup et JPMorgan Chase pour l'aider à refinancer le prêt de 11 billions de dollars contracté en juin pour acheter des pipelines saoudiens.


Quelle que soit la profondeur de la structure du capital, les lois de la thermodynamique semblent toujours s'appliquer.