Regard d'experts - Juin 2019 - Par Benjamin LOUVET

Pétrole de schiste : y-a-t-il un marché pérenne ?

« Houston, we have a problem… »*
Houston, l’une des plus importantes villes des États-Unis, est pour tous la ville où se trouve le centre de commandement des opérations spatiales américaines qui a reçu, un jour de 1970 (le 13 avril, à 21h08), ce message de Jack Swigert de la mission Apollo 13, l’informant d’un problème technique. La mission vers la Lune a dû être annulée et les astronautes n’ont dû leur survie qu’à leur remarquable ingéniosité (pour en savoir plus, lire ici et ici).
Mais Houston est aussi l’une des principales villes du Texas, et l’un des principaux points névralgiques de l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz. Cette position n’a d’ailleurs cessé de prendre de l’ampleur ces dernières années avec le développement, à l’Ouest de l’état, de l’exploitation du pétrole de schiste dans le Bassin permien, aujourd’hui devenu le premier « champ » pétrolier au monde.
Mais aujourd’hui, il semble bien que Houston ait de nouveaux problèmes… Car si la production du Bassin permien représente aujourd’hui un peu plus du tiers de la production américaine et a été multipliée par près de 5 en 10 ans, l’accumulation de problèmes rencontrés par l’industrie pourrait compromettre la poursuite de l’expansion de la région.

* Pour être précis, la phrase prononcée par John Swigert a été déformée avec le temps et les adaptations cinématographiques. La phrase d’origine était : « Houston, we’ve had a problem… ».

Production de pétrole dans les principaux bassins « onshore » américains

Production de pétrole dans les principaux bassins « onshore » américains
Source : EIA Drilling Productivity Report, Mars 2019

Sommaire

Méthode d’extraction du pétrole de schiste

Le premier problème, inhérent à la formation géologique des pétroles de roche mère (« shale oil » en anglais), aussi appelé pétrole de schiste, est la déplétion très rapide de ces puits de pétrole. En effet, le pétrole de schiste, contrairement au pétrole conventionnel, est un pétrole qui est resté « coincé » dans une couche géologique non perméable. Ainsi, au lieu de « migrer » au travers d’une roche poreuse pour former une poche à la rencontre d’un piège géologique (faille, roche non perméable…), le pétrole reste prisonnier de la couche géologique où il s’est formé, en petites poches indépendantes les unes des autres.

Méthode d’extraction du pétrole de schiste

Méthode d’extraction du pétrole de schiste
Source : BBC, Al Granberg, Geopolitical futures, 2019 • Nota : le process de fracturation ici représenté est simplifié

Aussi, alors que pour le pétrole conventionnel, un puits consiste en un tube qui est introduit dans la poche de pétrole qui s’est formée, le pétrole de schiste nécessite une approche différente. Le pétrole étant piégé dans une couche géologique, il faut commencer par descendre jusqu’à ce niveau, avant d’opérer un forage horizontal dans celle-ci. C’est l’étape du forage.
Il est ensuite nécessaire d’injecter de l’eau sous haute pression, pour fracturer la roche afin d’accéder au pétrole. On injecte également des produits chimiques et du sable qui, en se glissant dans les anfractuosités ainsi ouvertes, les empêchent de se refermer et facilitent l’écoulement du pétrole vers le puits. C’est l’étape de la fracturation.

Il est assez intuitif de concevoir que, une fois la fracturation réalisée, le pétrole s’écoule assez rapidement vers le puits, avant de se tarir. Et, en effet, les mesures réalisées montrent qu’un puits de schiste voit sa production baisser de 70% après 18 mois seulement d’exploitation. C’est ce que l’on appelle la déplétion. A titre de comparaison, la déplétion naturelle sur un puits conventionnel est de l’ordre de 4 à 5% par an, en raison de la baisse de pression dans le réservoir, qui rend moins évidente la récupération du pétrole.

Taux de production moyen des puits du Bassin du Midland en barils en fonction de la durée d’exploitation

Taux de production moyen des puits du Bassin du Midland en barils en fonction de la durée d’exploitation

A travers cette courbe très spécifique, on comprend bien que pour maintenir sa production, un producteur de pétrole de schiste doit en permanence mettre en production de nouveaux puits s’il ne veut pas voir sa production plonger.
Le problème est que, plus le temps passe, plus les meilleures zones sont exploitées, ce qui oblige à exploiter des gisements dont la qualité diminue progressivement. Cela rend le maintien des niveaux de la production de plus en plus difficile à tenir avec le temps. Qui plus est, cela implique aussi des investissements de plus en plus importants pour pouvoir envisager une progression de la production.

La difficile rentabilité des producteurs de pétrole de schiste

Aussi, la production de pétrole de schiste est-elle un peu une fuite en avant, nécessitant toujours plus d’investissements si l’on souhaite faire croître la production. Les gains de productivité peuvent permettre de contrebalancer ces effets. Toutefois, jusqu’à présent, même si cet argument a été régulièrement avancé, les éléments économiques ne vont pas dans ce sens (lire à ce sujet nos notes d’avril et octobre 2017, ici et ici). Ainsi, en 2018, malgré un prix moyen du pétrole WTI (référence nord-américaine) de plus de 65 $ le baril sur l’année, les sociétés de pétrole de schiste dans leur ensemble se sont vues dans l’incapacité de générer un « free cash flow » positif.

Production de pétrole de schiste, investissements et free cash flow

Production de pétrole de schiste, investissements et free cash flow
Sources : calculs sur les données IEA (2019a), les rapports d’entreprises, Rystad Energy (2019) et Bloomberg (2019)

Comme le montre le graphique « Taux de production moyen des puits du Bassin du Midland en fonction de la durée d’exploitation », les évolutions technologiques ont notamment permis d’améliorer le taux de récupération maximum et, de ce fait, la rapidité avec laquelle le pétrole est récupéré. En clair, la quantité de pétrole récupérée dès le début augmente avec les progrès de la technologie. En revanche, comme le montre également ce graphique, le taux de récupération en 2018 descend aussi plus rapidement. Et après une dizaine de mois d’exploitation, le taux de récupération en 2018 passe sous celui de 2016 et 2017. Au final, on récupère le pétrole plus vite, mais on n’en récupère pas forcément davantage…

Au-delà, un ingénieur s’est appliqué à recalculer la quantité de pétrole extraite à forage comparable (même longueur et même quantité de sable utilisée). En effet, réaliser des puits plus longs et utiliser plus de produits de fracturation coûte plus cher. Il faut donc normaliser la production. Le résultat est, selon lui, sans appel : les puits forés en 2018 sont moins productifs que les années précédentes (voir graphique ci-dessous et lire ici).

Production moyenne des puits du Bassin du Midland en barils en fonction de la durée d’exploitation, ajusté de la longueur des puits et de la quantité de sable utilisé

Production moyenne des puits du Bassin du Midland en barils en fonction de la durée d’exploitation, ajusté de la longueur des puits et de la quantité de sable utilisé

La qualité des gisements diminue et les problèmes techniques s’accumulent

Ces difficultés peuvent être liées à plusieurs phénomènes. Le premier est tout simplement la raréfaction des meilleurs gisements. Les exploitants de pétrole de schiste ont, en toute logique, intérêt à initier leur production en se focalisant sur les territoires où les mesures leur donnent le plus de chances de trouver des quantités importantes de pétrole. C’est ce que l’on appelle communément les actifs Tier 1. Plus le temps passe, plus, évidemment, ce type de localisation se raréfie, obligeant les exploitants à se reporter sur des terrains moins prometteurs. Dans ces conditions, la productivité baisse.

L’autre problème est lié à l’augmentation de la concentration des puits. Le temps passant et les techniques évoluant, les exploitants de pétrole de schiste ont multiplié les puits à direction multiples (« padd drilling », où d’un puits vertical, partent plusieurs forages horizontaux dans des directions différentes) et ont rapproché les puits les uns des autres pour essayer de maximiser la quantité de pétrole récupérée (puits dits « parent/enfant »).

Le problème est qu’un tel rapprochement des puits peut s’avérer contre-productif. C’est ce que les spécialistes appellent les « frac hits ». En réalité, lorsqu’un exploitant fracture un puits enfant situé trop près d’un puits parent déjà en activité, il arrive que les fissures du nouveau puits rejoignent celles du forage le plus ancien. S’ensuit alors une baisse brutale de la pression du nouveau puits, en plus d’un certain nombre d’autres désagréments possibles (problèmes mécaniques à l’extrémité du forage, obligation d’interrompre la production des puits voisins, fracturation au-delà des limites de la concession pouvant entraîner des poursuites judiciaires…). Selon une étude réalisée par les ingénieurs de Schlumberger, l’espace idéal entre les puits latéraux forés dans le Wolfcamp (formation géologique) du Bassin du Midland (sous-partie du Bassin permien) est ainsi de 800 à 1 200 pieds, soit entre 250 et 350 mètres. L’espacement constaté aujourd’hui est en réalité de 440 pieds, soit à peine plus de 130 mètres !

Tous ces problèmes techniques sont des sujets d’inquiétude, et il faudra surveiller de près les profils de production des années à venir pour voir si la baisse constatée cette année est une anomalie, ou le début d’une tendance structurelle… Les choses pourraient en effet changer et des innovations sont toujours possibles… Ainsi, Occidental Petroleum, l’un des gros intervenants de la zone du Bassin permien, a annoncé avoir fait une percée technologique qui pourrait lui permettre de pratiquement doubler son taux de récupération de chaque puits. à noter que celui-ci est aujourd’hui très faible, entre 6 et 8%, c’est-à-dire que les ingénieurs sont en mesure de récupérer 6 à 8% du pétrole présent dans un forage. La technologie développée permettrait de passer ce taux entre 10 et 14% (lire ici). Si tel était le cas, il est évident que cela changerait le potentiel de production américain en l’augmentant sensiblement. L’impact sur le prix du pétrole serait énorme et pourrait se traduire par un retour de l’or noir sur des niveaux de 30 à 40 $ le baril.

Toutefois, le taux de récupération est un sujet récurrent dans le secteur pétrolier et il faudra attendre d’en savoir plus pour juger du potentiel de cette technologie. Quoi qu’il en soit, celle-ci ne sera pas opérationnelle commercialement avant au moins 2023.

Une autre problématique connexe à la déplétion très rapide des puits de pétrole de schiste est l’accumulation de quantités de plus en plus importantes de gaz et à la nécessité qui en découle de forer toujours plus de puits pour maintenir la production. En effet, l’exploitation d’un puits de pétrole ne donne jamais que du pétrole : en même temps que l’or noir fait surface, remonte également du gaz. Pour des raisons techniques, plus le temps passe et plus la pression diminue dans le puits, plus la quantité de pétrole récupérée diminue et la part de gaz augmente (lire ici). Étant donné la nécessité de forer toujours plus de puits pour lutter contre la déplétion rapide de ce type de gisement, la quantité de gaz augmente plus vite que la quantité de pétrole disponible. Ceci est traditionnellement mesuré par un indicateur, le « Gas to Oil Ratio » (GOR), qui indique la quantité de gaz obtenu par rapport à la quantité de pétrole.

Production quotidienne de pétrole, de gaz et GOR de la société Pioneer Natural Resources

Production quotidienne de pétrole, de gaz et GOR de la société Pioneer Natural Resources
Sources : Seekingalpha.com, shaleprofile.com, août 2017

Ceci pourrait être sans conséquence s’il n’y avait pas de contrainte sur le transport du pétrole, d’une part, mais aussi du gaz d’autre part. Or ces deux éléments sont aujourd’hui fortement sous pression. Le développement massif de la région du Bassin permien a débouché sur une situation où les infrastructures d’oléoducs et de gazoducs sont très nettement insuffisantes (voir à ce sujet notre note de décembre 2018 ici).
La conséquence de cette absence de solution de transport est que le prix du gaz dans le Bassin permien a commencé à baisser, atteignant même des prix négatifs à plusieurs reprises dans le courant du mois de mai 2019. Le prix a même atteint les -4 $ par MMBtu (Million de British Thermal unit, l’unité de cotation du gaz). Les producteurs doivent payer pour se débarrasser de leur gaz, alors que celui-ci cotait plus de 2,50 $ au même moment dans la région de New York !

Avec l’augmentation du volume de gaz produit, ce problème pourrait prendre de l’ampleur. Si pour l’heure, les producteurs arrivent à limiter l’impact en brûlant une partie de ce gaz (méthode du « flaring », ou torchage), la réglementation limite normalement cette possibilité dans le temps (le Texas autorise le torchage du gaz pendant 6 mois. Pour plus de précisions, lire ici). Même si la réglementation n’est pas forcément strictement respectée, le temps passant, le problème va devenir de plus en plus important, et pourrait même obliger certains producteurs pétroliers à revoir leur programme d’investissement pour limiter la perte occasionnée par le prix exigé pour les débarrasser de leur gaz.

Prix du gaz, hub de Waha (Midland), en $ / MMBtu (millions de British thermal unit)

Prix du gaz, hub de Waha (Midland), en $ / MMBtu (millions de British thermal unit)
Sources : Bloomberg, OFI AM, au 22 mai 2019

Le pétrole de schiste répond-il à la demande ?

À cela s’ajoute un autre problème d’importance : y-a-t-il vraiment un marché pérenne pour le pétrole de schiste ?
La question peut paraître saugrenue dans un contexte où l’essentiel de la croissance de la production vient aujourd’hui de cette région et où la question de la demande ne s’est jamais réellement posée.
Mais il existe actuellement une inadéquation croissante entre le pétrole produit et le pétrole demandé. En effet, tous les pétroles ne se valent pas. Chaque pétrole a ses spécificités et, pour faire simple, les caractéristiques du pétrole de schiste ne sont pas les plus recherchées. Très léger, il n’est pas adapté aux installations de raffinage développées ces dernières décennies par les compagnies américaines, qui ont mis en place une infrastructure permettant de traiter le pétrole lourd en provenance des pays voisins, au premier rang desquels on trouve (ou on trouvait…) le Venezuela et le Canada.
Le développement du pétrole de schiste a d’ailleurs profondément bouleversé l’industrie pétrolière outre-Atlantique.
Cet afflux de pétrole léger a obligé les États-Unis à complètement revoir le profil de leurs importations de pétrole.
Ils importent du pétrole de plus en plus lourd, qu’ils mélangent à du pétrole plus léger pour qu’il corresponde aux spécifications techniques de leurs raffineries (et au niveau de marge souhaité…).
Mais au-delà, les quantités de pétrole léger étant trop importantes pour leurs besoins, cela a amené les États-Unis, en 2015, à supprimer la loi interdisant l’exportation du pétrole, afin de trouver de nouveaux débouchés pour l’or noir léger (lire à ce sujet notre note de mars 2018 ici). C’est un autre sujet, mais c’est notamment l’une des raisons pour laquelle les États-Unis ne pourront jamais réellement parler d’indépendance énergétique : le pétrole qu’ils produisent ne correspond pas à leurs besoins, ce qui implique une dépendance aux importations de pétrole quoi qu’il arrive, tant que l’outil de raffinage ne se sera pas adapté.
On pourrait dès lors se demander pourquoi les raffineries n’ont pas entamé ce travail d’ajustement… Il y a au moins deux raisons à cela. D’abord, les installations en place coûtent plusieurs milliards et seraient une perte sèche s’il fallait les modifier. Mais surtout, le raffinage du pétrole léger comme le pétrole de schiste (dont l’API est majoritairement supérieur à 40) permet d’obtenir essentiellement de l’essence comme produit transformé. Or, l’essentiel de la croissance attendue de la demande ne se situe pas sur ce produit, dont la demande devrait même reculer dans les différents scénarios de l’Agence Internationale à l’Énergie (AIE. Pour plus de détails, lire ici).

Évolution de la composition de la demande en produits raffinés

Évolution de la composition de la demande en produits raffinés
Source : AIE, janvier 2019 • NPS : New Policies Scenario, prend en compte les annonces politiques pour lutter contre le changement climatique • SDS : Sustainable Development Scenario, prend en compte les décisions nécessaires pour respecter une limite du réchauffement climatique à +2°C en 2050.

Dès lors, la question se pose de savoir s’il est bien raisonnable de compter sur le développement des pétroles de schiste pour répondre à notre future demande de pétrole, sachant que ce produit ne répond pas correctement à l’évolution de nos besoins. Cette question est d’autant plus importante que, pour des raisons économiques, la production pétrolière conventionnelle ne progresse plus depuis 2008 ! Le pétrole de schiste étant beaucoup plus rapide à mettre en production et à arrêter, il offre en effet plus de souplesse aux compagnies pétrolières qui ont focalisé leur développement ces dernières années sur ces actifs. De ce fait, elles ont réduit les investissements dans le pétrole conventionnel, ce qui devrait nous assurer d’une baisse de production de celui-ci dans les années à venir, alors même qu’il est indispensable à la bonne marche de notre économie…

Une industrie « droguée » à la dette !

Le problème majeur des pétroles de schiste, celui qui pourrait le plus limiter leur développement, c’est l’équation économique de ce type d’extraction. En effet, la déplétion rapide de ce type de forage implique de renouveler sans cesse les forages, ce qui nécessite des besoins de financement permanents.
Pour pouvoir trouver ce type de financement, les entreprises productrices ont souvent recours à la mise en place de couvertures sur les marchés à terme pétroliers. En effet, les banques ou les établissements qui financent ces forages veulent souvent garantir les revenus par la mise en place de telles couvertures, qui permettent de fixer à l’avance le prix de vente du pétrole qui va être produit. Aussi observe-t-on une corrélation entre les positions des producteurs sur le marché à terme, et les forages mis en production dans les mois qui suivent.
Dit autrement, lorsque les financements se font plus rares, les producteurs n’ayant plus les moyens de mettre de nouveaux puits en production cessent de se couvrir sur les marchés à terme. On observe ainsi une baisse importante des positions ouvertes sur le WTI à partir de la fin de l’année 2013. Dans les 18 mois qui suivent, on peut constater une baisse sensible de la production de pétrole dans les principaux bassins de schiste !

Évolution de la position ouverte sur le WTI future et de la production pétrolière des 5 principales régions productrices de pétrole de schiste

Évolution de la position ouverte sur le WTI future et de la production pétrolière des 5 principales régions productrices de pétrole de schiste
Sources : CME, ICE, Département de l’énergie US, PKVerleger LLC, Mars 2019

Or, les financements se sont fortement réduits au cours de l’année 2018, le total des financements tant en actions qu’en obligations s’inscrivant au plus bas depuis 10 ans ! (lire ici)

Émissions obligataires et émissions d’actions du secteur, en milliards de dollars

Émissions obligataires et émissions d’actions du secteur, en milliards de dollars
Source : Dealogic, Février 2019

Si on suit cette logique, développée par Philippe Verleger, un vétéran du secteur pétrolier, de l’effondrement des financements et des montants de couverture mis en place sur les contrats à terme, il est même possible que non seulement la production de pétrole de schiste croisse moins vite cette année, mais même potentiellement qu’elle recule. Cela constituerait une vraie surprise pour le marché du pétrole et pourrait sérieusement éloigner les investisseurs des valeurs de ce secteur !
Certains évoquent néanmoins que ce manque de financement n’est qu’un faux problème. La raison : l’existence d’un grand nombre de puits déjà forés, mais pas encore fracturés (DUC, pour Drilled but UnCompleted wells).
La mise en exploitation d’un puits de pétrole de schiste s’effectue en effet en deux phases distinctes. D’abord, le forage pour préparer l’exploitation. Mais la phase de production ne commence réellement qu’une fois qu’une équipe de fracturation est intervenue pour casser la roche en injectant un mélange d’eau, de sable et de produits chimiques.
Tant que cette opération n’est pas réalisée, les puits sont considérés comme des DUCs. Or le nombre de ces puits forés mais non fracturés n’a cessé d’augmenter ces dernières années, ce qui fait dire à certains observateurs que dans des périodes difficiles, les producteurs pourraient décider de fracturer ces puits « en attente » pour limiter leurs dépenses. Le coût du forage économisé serait alors de 40% du coût total de mise en activité du puits.

Nombre de puits DUC

Nombre de puits DUC
Sources : EIA, Raymond James Research, Mars 2019

Toutefois, il est important de comprendre ce que recouvre la réalité de ces puits non fracturés. D’abord, certains d’entre eux sont des puits qui ont échoué pour des raisons techniques (perte de matériel dans le puits au moment du forage, problème directionnel…). Ensuite, il y a des puits que les producteurs peuvent décider de mettre en attente, notamment si les prix du pétrole ou du gaz ne leur permettent pas de les rendre profitables.
Pour ces puits, il y a peu de chance de les voir être mis en production un jour. D’autant que l’an passé, le prix du pétrole a atteint près de 75 $ le baril aux États-Unis et que ces puits n’ont malgré tout pas été fracturés. Il est donc prudent de considérer, comme l’évoque Raymond James dans une de ses études, que les puits forés depuis plus de 5 trimestres sont des puits définitivement perdus.

Nombre de puits DUC, par date de forage

Nombre de puits DUC, par date de forage
Sources : DrillingInfo, Raymond James Research, Mars 2019

Deux autres raisons conduisent sans doute à une erreur d’interprétation sur l’importance des DUCs. La première est que l’augmentation de la production de ces dernières années conduit inéluctablement à une hausse des forages. Et compte tenu des délais d’intervention des équipes de fracturation (celles-ci ont vu leur nombre baisser dans la phase de contraction du secteur pétrolier entre 2014 et 2017), l’augmentation du nombre de puits conduit forcément à une augmentation du nombre de puits en attente.
La seconde est liée à l’évolution des méthodes de fracturation. Avec le développement ces dernières années de la méthode de forage dite de « pad drilling », consistant à faire plusieurs forages horizontaux dans des directions différentes à partir d’un même forage vertical, les délais entre le forage des premiers et des derniers puits amène forcément à l’augmentation du nombre de DUCs.
Le nombre de DUCs doit donc être révisé à la baisse pour tenir compte des puits trop anciens, et prendre en compte le fait que ce type de puits en attente de fracturation augmente naturellement avec le développement des schistes et les nouvelles méthodes de forage.

Conclusion

Il y a donc de nombreuses raisons de penser que le pétrole de schiste pourrait décevoir dans les mois et les années qui viennent, alors même qu’il est aujourd’hui la seule source de développement de la production internationale de pétrole.
Reste que, pour l’heure, les tenants de cette technologie peuvent arguer que la production de pétrole de schiste est à son plus haut historique et continue de progresser.
Mais les limites physiques et géographiques étant infranchissables, arrivera un moment où un tel développement ne sera plus possible. Pour mémoire, les réserves prouvées de pétrole dans le Bassin permien, sont actuellement d’un peu plus de 8 milliards de barils.
Au rythme actuel de production, ces réserves seront épuisées dans… moins de 6 ans !
Et pour l’ensemble des pétroles de schiste, les réserves étant de 20 milliards de barils et la production frôlant les 6,5 millions de barils par jour, les réserves seront épuisées courant… 2027 ! (lire ici et ici). à noter aussi qu’avec une consommation mondiale de 100 millions de barils par jour et une demande américaine proche des 20 millions de barils par jour, les réserves de schiste représentent aujourd’hui 200 jours de consommation mondiale et un peu moins de 3 ans de la consommation américaine…
Les progrès technologiques seront donc vitaux… D’autant plus si on prend en compte le manque d’investissement dans le pétrole conventionnel qui fait du pétrole de schiste notre planche de salut face à l’augmentation de la consommation. Et ce, même si ce pétrole ne répond pas forcément parfaitement à nos besoins… Espérons qu’à Houston, tout se finira aussi bien que pour la Mission Apollo !

ACHEVÉ DE RÉDIGER LE 28 MAI 2019
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