(AOF) - Le taux de disponibilité des navires de CGG s'établit à 94% au deuxième trimestre 2014. Ce taux, qui mesure la disponibilité effective des navires du groupe, est stable par rapport au premier trimestre 2014. Il affiche toutefois une baisse par rapport au taux de 93% atteint au deuxième trimestre 2013. Le taux de production des navires s'établit, lui à 92%, en baisse comparé au taux de 93% réalisé au premier trimestre 2014. Il ressort stable comparativement au deuxième trimestre 2013. Cet indicateur mesure l'utilisation effective des navires du groupe lorsqu'ils sont disponibles. Au cours du deuxième trimestre 2014, 52% de la flotte de navires 3D (contre 51% au premier trimestre 2014 et 21% au deuxième trimestre 2013) ont opéré sur des programmes multi-clients dont 17% en tant que bateaux sources pour des programmes wide-azimuth multi-clients.
Les points forts de la valeur
- Un des leaders des services géophysiques et sismiques intégrés (30 % du marché mondial devant Western Geco, filiale de Schlumberger) et leader mondial des équipements géophysiques à travers sa filiale Sercel (60 % du marché mondial) ; - Taille critique dans chacun de ses métiers (43 % du chiffre d'affaires dans l'acquisition sismique, 22 % dans l'équipement sous la marque Sercel et 34 % dans la géosciences) ; - Stratégie de différenciation technologique via l'innovation et la modernisation de la flotte ; - Rationalisation du nombre de partenaires maritimes par la création de joint-ventures pour la gestion des navires sismiques, avec Eidesvik en 2011, Louis Dreyfus Armateurs début 2013 ; - Taux élevé - 93 % - de l'utilisation des navires en début d'année, la flotte étant répartie entre les contrats exclusifs (79 %) et les multi-clients (21 %) ; - Retombées positives du rachat des actifs Géoscience de Fugro, avec l'obtention d'un contrat majeur et de long terme de gestion de bases de données ; - Bonne flexibilité financière.
Les points faibles de la valeur
- Activité soumise au risque géopolitique ; - Secteur ultra-cyclique situé au début de la chaîne des services pétroliers et donc très sensible aux réductions d'investissement ; - Importantes surcapacités en bas de cycle et fortes pressions concurrentielles, notamment dans l'activité terrestre ; - Dépréciations d'actifs dans la branche Acquisitions ; - Méfiance des investisseurs après deux avertissements sur résultats en 2013 ; - Perte historique en 2013 et forte chute en Bourse en 2013.
Comment suivre la valeur
- Forte dépendance aux investissements des compagnies pétrolières ; - Retombées du plan de rééquilibrage du portefeuille d'activités, de génération de liquidités et d'une meilleure efficacité devant aboutir à une hausse de la marge opérationnelle de 4 % d'ici 2016 ; - Retombée de contrats dans l'offshore brésilien, après la mise aux enchères du gisement de Libra ; - Réduction de l'exposition à la branche acquisition, peu rentable, par la cession de 5 navires sur 18 ; - Résultats de la joint-venture créée avec le russe Sovcomflot spécialisée dans les données sismiques des eaux arctiques ; - Rumeurs d'intérêt de l'américain Baker Hughes mais éventualité d'une OPA limitée en raison de la présence du FSI (6,5 % des actions et 11,3 % des droits de vote) et de l'Institut français du pétrole (4,2 % et 8 %).
Pétrole et parapétrolier
L'Agence internationale de l'énergie (AIE) a revu à la hausse ses prévisions de consommation pour 2014. La demande mondiale devrait atteindre 92,8 millions de barils par jour (Mb/j) cette année (1,32 million de plus qu'en 2013), un nouveau record historique. Pour satisfaire cette demande en hausse, l'AIE estime que l'Opep devra augmenter sa production en moyenne à 30 millions de barils par jour sur l'année, le niveau de son plafond actuel. La plupart des compagnies pétrolières vont réduire leurs investissements en 2014, après avoir lourdement investi dans l'exploration-production. Les investissements de Total vont diminuer de 28,3 à 26 milliards de dollars entre 2013 et 2014. Shell devrait réduire ses dépenses de 44,3 à 35 milliards de dollars en 2014, ExxonMobil de 42,5 à 38 milliards, et BP devrait les stabiliser à moins de 25 milliards. FTB/ACT/