Prompt

Ecris un tableau de 10 sociétés de services pétroliers ou « Oil & Gas Equipment & Services », avec leur ticker, exposition au cycle du pétrole selon type d’activité, EBITDA, efficacité opérationnelle, sensibilité à une hausse du petrole / projection en ca de hausse 10%, et niveau de risque à 2 ans.

ChatGPT réponse 1

Voici un comparatif indicatif (derniers exercices clos / TTM 2024 selon sources citées) des 10 sociétés « Oil & Gas Equipment & Services ». J’ai mis l’accent sur l’exposition au cycle, l’efficacité opérationnelle (via la marge EBITDA, en catégories), la sensibilité d’un +10 % du Brent (élasticité de CA estimée sur 12–24 mois, selon mix d’activités), et le risque à 2 ans.

J’ai déposé un tableau interactif ici : « Comparatif OFS (indicatif) » — vous pouvez le parcourir, filtrer et copier les valeurs.

Hypothèses rapides pour la sensibilité +10 % Brent :

• Onshore NA (pression / complétion) : élasticité la plus forte à court terme.

• Intégré international : réponse positive mais plus lissée (contrats).

• Subsea/EPCI : impact décalé (backlog).

• Forage offshore : fort levier via dayrates sur 12–24 mois.

• Géosciences / sismique : budgets exploration très sensibles.

Repères EBITDA (ordre de grandeur, FY2024/TTM) et marges (quand disponibles)

• SLB : EBITDA 2024 ajusté ≈ 9,1 Md$, marge EBITDA 2024 ≈ 25 %. Yahoo Finance+1

• Halliburton : EBITDA 2024 ≈ 4,9 Md$, marge TTM fin 2024 ≈ 21 %. MacroTrends+1

• Baker Hughes : EBITDA 2024 ≈ 4,2 Md$, marge 2024/TTM ≈ 16–17 %. MacroTrends+2Finbox+2

• TechnipFMC : EBITDA 2024 ajusté ≈ 1,35 Md$, marge ≈ 14,9 %. TechnipFMC

• NOV : EBITDA 2024 ajusté ≈ 1,11 Md$ (TTM ≈ 1,22 Md$), marge ≈ 12,5 %. investors.nov.com+1

• Weatherford : EBITDA 2024 ≈ 1,28 Md$ (TTM / Macrotrends). MacroTrends

• Subsea7 : EBITDA 2024 ajusté ≈ 1,07–1,09 Md$, marge 12–16 % selon doc. MacroTrends+1

• Saipem : EBITDA 2024 ajusté ≈ €1,33 Md, marge ≈ 11–12 %. saipem.com+2saipem.com+2

• Transocean : EBITDA TTM ≈ 1,26 Md$, marge EBITDA élevée (modèle capital-intensif). Yahoo Finance

• Viridien (ex-CGG) : EBITDA annualisé 2024 ≈ 0,5–0,6 Md$ (profil très volatil). viridiengroup.com+1

ChatGPT réponse 2

Voici un tableau synthétique (10 acteurs « Oil & Gas Equipment & Services »). Les chiffres d’EBITDA et de CA sont des ordres de grandeur récents (TTM ou guidances 2025 lorsque pertinent), arrondis, avec une projection simple d’impact d’une hausse de +10 % du Brent sur le CA à 12 mois (élasticité indicative par type d’activité).

Notes & sources (principales)

• SLB : TTM CA ≈ $35.5 Md et publications Q2/Q3-25 ; EBITDA TTM ≈ $7.7 Md (Yahoo/TE/Macrotrends; Q2 adj. EBITDA ~$2.05 Md). Companies Market Cap+2Yahoo Finance+2

• Halliburton : CA TTM ≈ $22.2 Md ; EBITDA TTM ≈ $4.4 Md ; Q3-25 CA ≈ $5.6 Md. Companies Market Cap+2Yahoo Finance+2

• Baker Hughes : CA TTM ≈ $27.6 Md ; marge EBITDA TTM ~15.6 % → EBITDA ≈ $4.3 Md. MacroTrends+1

• TechnipFMC : CA TTM ≈ $9.5 Md ; EBITDA TTM ≈ $1.62 Md ; marge/guide 2025 (Subsea 19-20 %). Yahoo Finance+2Yahoo Finance+2

• Weatherford : CA TTM ≈ $5.15 Md ; EBITDA TTM ≈ $1.12 Md. Yahoo Finance+1

• NOV : CA TTM ≈ $8.79 Md ; EBITDA TTM ≈ $1.18 Md (Yahoo). Yahoo Finance+1

• Subsea 7 : Q2-25 adj. EBITDA $360 m (marge 20.5 %) ; guide 2025 : CA $6.8–7.2 Md, marge adj. 18–20 %. subsea7 Corporate2018+1

• Saipem : H1-25 CA €7.21 Md ; adj. EBITDA €764 m ; 2024 CA €14.55 Md. saipem.com+1

• Viridien (ex-CGG) : Q1-25 adj. EBITDA ~$143 m ; Q2-25 ~$107 m (H1 ≈ $250 m) ; nouveau ticker VIRI. Stock Titan+2Stock Titan+2

• Patterson-UTI : FY-24 EBITDA ≈ $1.17 Md ; TTM CA ≈ $5.0 Md ; Q2-25 adj. EBITDA $231 m. AlphaQuery+2Companies Market Cap+2

Méthodo sensibilité (+10 % Brent)

• Ordre de grandeur basé sur l’élasticité typique par sous-segment : frac & forage onshore (6–10 %), services intégrés (4–6 %), subsea/offshore long-cycle (4–6 %) avec retard, équipement (3–5 %) (capex clients), sismique/Earth Data (8–12 %) via licences/after-sales. La projection en $ applique l’élasticité médiane au CA TTM ou au midpoint de guidance.

⚠️ Lecture rapide : ces projections sont indicatives (hypothèse de prix du Brent durablement +10 % sur 12 mois, backlog/lead-times constants, pas d’effet FX). Les marges « ajustées » peuvent différer des marges TTM comptables.

Claude Sonnet4.5 

ANALYSE COMPARATIVE – SOCIÉTÉS DE SERVICES PÉTROLIERS

MÉTHODOLOGIE ET DÉFINITIONS:

1. EBITDA: Estimations basées sur les données 2024-2025, exprimées en millions de dollars

2. Exposition au cycle: Degré de corrélation entre les revenus de l’entreprise et le prix du baril de pétrole
• Extrême: Corrélation >90% (plateformes offshore)
• Très élevée: Corrélation 70-90% (services de forage, fracking)
• Élevée: Corrélation 50-70% (équipements, projets)
• Moyenne: Corrélation 30-50% (services diversifiés)

3. Efficacité opérationnelle: Capacité à générer des flux de trésorerie et maintenir des marges dans différents environnements
Basée sur: marges opérationnelles, conversion FCF, gestion du BFR, productivité du capital

4. Sensibilité +10% pétrole: Impact attendu d’une hausse de 10% du prix du baril sur l’activité
• Extrême: Impact immédiat et fort (taux d’utilisation des plateformes)
• Très élevée: Réponse rapide (3-6 mois)
• Moyenne-élevée: Réponse avec délai (6-12 mois)
• Moyenne/Faible: Impact limité ou différé (>12 mois)

5. Projection CA: Hausse estimée du chiffre d’affaires sur 12-18 mois en cas de hausse durable de 10% du prix du pétrole

6. Risque à 2 ans: Évaluation globale prenant en compte:
• Volatilité des revenus et marges
• Niveau d’endettement et couverture des intérêts
• Dépendance au cycle des investissements pétroliers
• Diversification géographique et sectorielle
• Qualité du management et du bilan

SEGMENTS D’ACTIVITÉ:

• Services intégrés (SLB, HAL): Offre complète forage-production, forte exposition mais diversification géo
• Équipements (BKR, NOV, FTI): Cycle plus long, revenus récurrents via maintenance, backlog protecteur
• Offshore (VAL): Maximum de sensibilité cyclique, forte intensité capitalistique, effet de levier opérationnel élevé
• Spécialisés/Niche (CHX, OII): Moins cycliques, positions défensives, marges plus stables

HYPOTHÈSES MACROÉCONOMIQUES:
• Prix du Brent: 75-85 $/baril (scénario de base)
• Capex E&P mondial: croissance modérée 3-5% annuel
• Taux d’utilisation: amélioration progressive offshore, stabilité onshore US

Source: Données estimées à partir des rapports financiers publics et consensus analystes (octobre 2025)
Note: Ces projections sont indicatives et soumises à la volatilité des marchés énergétiques

Claude Opus4.1

Notes d’analyse:

Exposition cyclique: Pourcentage des revenus directement liés aux dépenses d’exploration-production (CAPEX/OPEX des compagnies pétrolières)

Efficacité opérationnelle: Les marges EBITDA reflètent la capacité à convertir les revenus en cash-flow. Tidewater et HP montrent les meilleures marges grâce à leurs modèles d’actifs.

Sensibilité au pétrole: Une hausse de 10% du pétrole se traduit généralement par une augmentation de 15-25% des budgets E&P, mais l’impact varie selon le positionnement dans la chaîne de valeur:

• Services de forage terrestre (HP, HAL): réaction la plus rapide
• Offshore (VAL, TDW): décalage de 6-12 mois
• Équipements (NOV): cycle plus long mais contrats plus stables

Évaluation du risque (2 ans):

• Modéré: Leaders diversifiés avec bilans solides (SLB, BKR)
• Élevé: Exposition offshore ou endettement significatif (FTI, NOV)
• Très élevé: Restructuration récente ou marchés très volatils (WFRD, VAL)

Les sociétés les mieux positionnées pour bénéficier d’une hausse du pétrole sont celles avec une forte exposition opérationnelle mais des bilans sains, notamment SLB et HAL pour les grandes capitalisations, et HP pour son modèle de location de rigs efficient.

Objectif : exposition au cycle haussier du pétrole via les services pétroliers (Oilfield Services)
(technique de « la vente de pelles pour chercheurs d’or »)

🔹 1. Pour une exposition directe et liquide au cycle (levier élevé au prix du baril)

→ Halliburton (HAL) et Patterson-UTI (PTEN)

• Très exposées au forage onshore nord-américain et à la stimulation (frac).

• Sensibilité forte à la hausse du pétrole : +7–9 % de CA pour +10 % de Brent.

• Risque plus élevé, mais fort potentiel de re-rating si les budgets capex des producteurs US repartent à la hausse.

• HAL est le leader du segment, plus liquide et avec une meilleure marge (~20 % EBITDA).

➡️ Profil : “levier court-cycle / reprise des forages US”.

🔹 2. Pour une exposition mondiale et plus équilibrée

→ SLB (Schlumberger) et Weatherford (WFRD)

• Présence internationale, mix onshore/offshore, technologie intégrée (forage, réservoir, digital).

• Exposition large aux grands projets offshore, Middle East, et exploration.

• Moins volatile, meilleure visibilité grâce au backlog.

• SLB est la référence du secteur, avec une marge stable >20 % et bilan solide.

➡️ Profil : “exposition globale, cycle complet, volatilité maîtrisée”.

🔹 3. Pour jouer la reprise des grands projets offshore (long-cycle)

→ TechnipFMC (FTI), Subsea 7 (SUBC) et Saipem (SPM.MI)

• Leur carnet de commandes (EPCI, subsea) bénéficie d’un cycle d’investissement offshore robuste.

• Réaction plus lente au pétrole, mais durable et moins spéculative.

• Bon levier sur les projets de gaz (FPSO, LNG, deepwater).

➡️ Profil : “long-cycle, visibilité, moins corrélé au spot du Brent”.

🔹 4. Pour une exposition plus technologique / exploration

→ Viridien (ex-CGG)

• Focus sur géosciences et data.

• Effet retard, mais levier sur les cycles d’exploration et de licensing.

• Modèle asset-light, mais plus volatil.

➡️ Profil : “pari exploration / data oilfield”.

🧭 Synthèse selon stratégie de portefeuille

Commodity-linked ETFs, specifically $BRND and $USO.
Let’s break down what each represents and how they compare to oil-services exposure.

🛢️ 1️⃣ United States Oil Fund (USO)

Type: Commodity ETF (tracks WTI front-month futures)
Ticker: USO (NYSE Arca)
Exposure: Direct to crude oil price (West Texas Intermediate)

🔍 Characteristics

⚖️ Example sensitivity

• Brent or WTI +10 % → USO ≈ +9–10 % short term (nearly 1:1 beta)

• Over 6–12 months, performance can diverge depending on futures curve shape (contango/backwardation)

💼 2️⃣ BRND — Global X Brent Crude Oil ETF (Ticker: BRND)

Type: Commodity ETF (tracks ICE Brent futures)
Exposure: Direct to Brent crude (global benchmark)

🔍 Characteristics

🧭 3️⃣ How They Compare to Oil Services Stocks

🧩 Practical Portfolio Integration

If your goal is oil-price leverage, combine the two approaches:

That blend gives you short-term oil price exposure through BRND/USO, while capturing longer-term earnings growth through service companies as capex budgets react to higher oil prices.

⚠️ Key Risks

• Contango drag: both USO and BRND lose value if the futures curve slopes upward.

• Volatility spikes: +/− 5 % daily swings common.

• Tax efficiency: USO/BRND treated as commodities (K-1 forms, not 1099).

• Timing: Oil ETFs react instantly; service stocks lag by 1–2 quarters.

🧩 1️⃣ What “Contango” Means

In the oil futures market, each contract has an expiry month (e.g. November WTI, December WTI, etc.).

• Contango: future months trade at higher prices than the spot or front-month price.

  Example:
  WTI spot = $80
  Next month = $81
  2 months = $82
  → Upward-sloping curve = contango

• Backwardation: future months trade cheaper than spot.

  WTI spot = $80
  Next month = $79
  2 months = $78
  → Downward-sloping curve = backwardation

🔄 2️⃣ How ETFs like USO or BRND Work

ETFs such as USO (WTI) and BRND (Brent) don’t hold physical barrels —
they hold front-month futures and roll them forward every month as they expire.

• Suppose USO holds the November contract (expiring soon).

• To stay invested, it must sell November futures and buy December.

• If the curve is in contango, December is more expensive than November.

→ Result: The fund sells low and buys high, losing a bit of value each roll.
That’s the contango drag.

📉 3️⃣ The Mathematical Effect

Let’s quantify it with an example:

If this pattern repeats every month:

• 2.5 % monthly drag → ~27 % annualized negative roll yield

• Even if spot oil stays constant, ETF NAV declines over time.

Historically:

• During heavy contango (e.g. 2015–2020), USO lost >50 % in 12–18 months while spot oil was roughly flat.

💡 4️⃣ When It’s Good: Backwardation

When the curve is backwardated, the ETF sells high (front month) and buys cheaper next-month contracts.
→ Positive roll yield (a tailwind).

Example:
| Month | Nov = $80 | Dec = $78 | Roll = -2.5 % |
| ETF sells $80, buys $78 → +2.5 % gain over roll period |

Backwardation typically happens when:

• Physical oil market is tight (strong demand / low inventories).

• OPEC cuts are working and inventories are being drawn.

From 2021–2023, Brent and WTI were often backwardated, helping ETFs outperform.

📈 5️⃣ Historical Illustration (approximate)

🧭 6️⃣ How to Manage or Reduce Contango Drag

🧮 7️⃣ Quick “Rule of Thumb”

You can estimate monthly contango drag as:

$$\text{Drag (\% per month)} ≈ \frac{(F_{next} – F_{front})}{F_{front}}$$

Drag (% per month)≈Ffront​(Fnext​−Ffront​)​

If WTI front = $80 and next month = $81 → drag = (81–80)/80 = 1.25 %/month,
≈ 15 % annualized headwind.

🧠 In Short