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Le pessimisme dont souffrent les cours pétroliers pourrait être synonyme de nouvelles opportunités

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Bien que toujours volatils, les cours du pétrole ont commencé à se redresser ces dernières semaines, après avoir atteint des plus bas historiques depuis la crise financière mondiale de 2008-2009. Fred Fromm, Vice-président et gérant de portefeuille au sein du Franklin Equity Group, a récemment assisté à une réunion de premier ordre rassemblant les entreprises et investisseurs du secteur, et nous dévoile les points clés à retenir. Il explique la dynamique de l’offre et de la demande sur les marchés mondiaux du pétrole, identifie les secteurs qui présentent selon lui des opportunités et analyse pourquoi la montée du pessimisme parmi les investisseurs pourrait bien jeter les bases d’une reprise progressive.

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Fred Fromm

Vice-président, analyste

Gérant de portefeuille

Franklin Equity Group

Au premier trimestre, les cours du pétrole ont montré des signes positifs après s’être approchés de plus bas de 13 ans. Si le secteur pétrolier n’en a pas fini avec ses deux principaux problèmes (l’offre excessive et les craintes d’un affaiblissement de la demande), la demande semble relativement soutenue et aux États-Unis, les producteurs des gisements de schiste, entre autres, ont sensiblement réduit leurs dépenses d’investissement. Parallèlement, la production mondiale devrait diminuer durant le reste de l’année.

En mars, les prix au comptant du brut de référence américain, le West Texas Intermediate (WTI), ont enregistré leur plus forte hausse mensuelle depuis presqu’un an avant de clôturer le premier trimestre en progression de 3,5 % (à 38,32 USD le baril) bien que l’offre se soit régulièrement accumulée depuis la mi-janvier et que les principaux pays producteurs de pétrole n’aient pas encore formalisé leurs projets de stabilisation, voire de réduction de la production.[1]Les prix à l’international, mesurés par l’indice britannique des contrats à terme sur le Brent, ont justifié une prime de risque géopolitique plus importante que le WTI et se sont adjugés 6,2 % au premier trimestre, portant le baril juste en-deçà de 40 USD.[2]Les rumeurs annonçant que l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) allait réduire ou stabiliser ses niveaux de production pour faire remonter les prix ont été le principal catalyseur du rebond des cours pétroliers ; par ailleurs, d’autres facteurs sont entrés en ligne de compte, notamment les initiatives déjà en place pour limiter les investissements de production, la baisse de la production américaine (sur fond de prévisions de nouvelles réductions en 2016), la constitution de stocks plus faibles et la nette progression de la demande en essence aux États-Unis (plus de 6 % par rapport à mars 2015).[3]Par conséquent, les cours américains du brut ont gagné 46 % depuis leur plus bas du 11 février, date à laquelle le baril avait atteint un prix de 26,21 USD.[4]Tout comme le plongeon qui l’avait précédé, ce rebond brutal a dérouté certains intervenants (négociateurs et analystes) qui ont considéré qu’il était dicté par des anticipations d’amélioration plutôt que par un véritable changement de la dynamique sous-jacente des fondamentaux de l’offre et de la demande. Cette vision découle en partie d’une réunion qui s’est tenue à Doha, au Qatar, le 17 avril dernier entre l’Arabie Saoudite, poids lourd de l’OPEP, et d’autres producteurs non membres de l’organisation, représentés par la Russie, et au cours de laquelle les producteurs comptant pour près de 50 % de la production pétrolière mondiale ont examiné un accord visant à « geler » la production et ainsi accélérer le redressement des cours du pétrole. Sans surprise, la réunion s’est toutefois achevée avec peu de résultats, laissant le marché se réguler de lui-même ; ce qu’il semble déjà faire.

Globalement, la croissance de la demande mondiale de pétrole brut a ralenti par rapport au trimestre précédent, tandis que l’offre a diminué entre janvier et fin février.[5]La production totale américaine a baissé en raison de la réduction du nombre de plateformes en activité, et représentait 9,04 millions de barils par jour (mb/j) fin mars, soit 384 000 barils de moins qu’à la même période un an plus tôt.[6]Malgré tout, le total des stocks américains de pétrole a atteint un nouveau record fin mars, avec 534,8 mb (+13,4 % sur un an), et ce, même si le fléchissement des importations a entraîné un ralentissement dans l’accumulation des stocks.[7]Trois mois après la suppression de l’interdiction des exportations de pétrole américain en vigueur depuis 40 ans, un volume croissant de brut produit aux États-Unis est expédié quasiment partout dans le monde, notamment en France, en Allemagne, aux Pays-Bas, en Israël, en Chine et au Panama, ce qui pourrait aider à soulager les tensions exercées sur les capacités de stockage américaines.[8]

Au premier trimestre, les cours pétroliers ont bénéficié d’un certain nombre de facteurs supplémentaires, notamment : des interruptions impromptues de la production dans plusieurs régions du monde telles qu’au Nigeria, en Irak (Kurdistan) et aux Emirats Arabes Unis ; des opérations de couverture de positions vendeuses sur les marchés et du momentum technique ; ainsi que des anticipations de hausse saisonnière de la demande en essence qui ont, à leur tour, soutenu les perspectives. Aujourd’hui, les prévisions pour l’année 2016 reflètent des niveaux historiques potentiels en ce qui concerne la demande en essence aux États-Unis.[9] L’offre mondiale de pétrole semble également moins déséquilibrée qu’on ne l’avait cru. D’après l’Agence internationale pour l’énergie (AIE), le décompte de pétrole non-affecté l’année dernière a atteint son niveau le plus élevé en 17 ans, ce qui implique que la demande ait potentiellement été plus forte et/ou l’offre plus faible qu’estimé. Cette situation montre que le traçage du pétrole est une science imparfaite et à quel point les écarts de données peuvent avoir leur importance sur un marché en situation de suroffre. L’année dernière, l’on a estimé à près de 800 000 le nombre de barils en surplus d’offre ayant disparu des statistiques des stocks.[10]

En mars, les membres de l’équipe Natural Resources du Franklin Equity Group, ainsi que les professionnels de l’investissement des secteurs de l’énergie et des ressources naturelles des Franklin Templeton Fixed Income Group, Templeton Equity Group, Templeton Emerging Markets Group et autres, ont participé à l’un des plus grands rassemblements dans la recherche de l’industrie énergétique. Nous avons eu l’occasion d’entendre des directeurs généraux et autres cadres supérieurs représentants issus de sociétés énergétiques du monde entier. Notre participation à ce type d’événement est essentielle car elle permet de renforcer les efforts de collaboration de nos équipes de recherche mondiales. Nous savons désormais comment les entreprises parviennent à résister à un environnement de faibles prix, les défis auxquelles elles doivent faire face et les opportunités potentielles qui pourraient se présenter à l’avenir. Si nous ne devions retenir qu’un seul élément, ce serait que la résistance de la production américaine s’explique en partie par un regain d’intérêt à l’égard des marchés qui affichent une meilleure efficacité des plateformes de forage/puits (bassins Bakken et Permien) et des développements bénéficiant d’un potentiel de rendement économique plus important pour chaque bassin. Cette dynamique a donné l’illusion que la production ne correspondait pas à une réduction du nombre de plateformes de forage. Dans un scénario de remontée des prix, de nouveaux gains d’efficacité pourraient être compensés par un revirement de tendance à mesure que les producteurs s’éloignent des bassins « core » et s’intéressent à des bassins à coûts plus élevés.

A ce stade, nous supposons que la possibilité de nouveaux gains d’efficacité en termes de temps et de coûts liés au forage est limitée, bien que la production par puits de pétrole ou le taux de reprise (volume de pétrole s’étant redressé pour chaque puits par rapport à une production plus rapide et à moindres coûts) puisse encore s’améliorer. Parallèlement, nous pensons que la demande en essence semble encore solide et la demande en distillats parait stable, les marges s’étant redressées des plus bas connus plus tôt dans l’année. Les informations que nous avons pu glaner auprès d’autres sociétés du secteur, et qui complètent nos recherches internes, ont mis en lumière quelques thèmes clés complémentaires que nous surveillons également.

Thème clé : Production en Iran/Irak

A l’heure actuelle, en dehors de l’Iran et de l’Irak, seuls quelques pays pourraient augmenter leur offre et influencer le marché à court terme, à l’exception de la Lybie qui présente un potentiel de hausse. La hausse de la production de l’un ou l’autre de ces deux pays pourrait prolonger la crise que connait actuellement le secteur énergétique. Il semblerait que l’Irak ait réduit sa production en raison de la baisse de trésorerie / des dépenses et de la nécessité d’une pipeline à injection d’eau pour augmenter la production considérablement. L’Iran, de son côté, aura besoin d’importants investissements et de beaucoup de temps avant d’atteindre ses objectifs. L’Iran pourra devenir attractive aux yeux des « géants » du pétrole, c’est-à-dire les entreprises diversifiés et intégrées les plus importantes au monde, si les clauses de son contrat sont mieux négociées que celles de l’Irak, mais ce scénario nous parait peu probable. De nombreux analyses estiment que le pays pourrait renforcer sa production journalière de près de 500 000 barils avant qu’un investissement significatif ne soit nécessaire, ce qui est inférieur aux anticipations actuelles et à l’objectif du pays (qui souhaite augmenter d’un millions de barils par jour).

Thème clé : Des bilans robustes

Tel que nous le voyons, les entreprises pétrolières intégrées semblent être dans une position relativement saine compte tenu de la flexibilité de leurs bilans et de leur éventuelle capacité à maintenir ou renforcer la production malgré les importantes réductions des dépenses en investissement, à mesure que les projets de long terme sont exécutés. Les géants du pétrole sont eux aussi en bonne posture pour faire l’acquisition d’actifs ébranlés par la crise et augmenter leurs dépenses sur les projets de court terme en vue d’un redressement.

Thème clé : Dépenses et réductions des coûts dans l’exploration et la production (E&P)

 Depuis peu, les sociétés de services exposées à la production pétrolière cherchent à réduire leurs capacités tout en conservant leur aptitude à répondre aux éventuelles évolutions de la demande. Avec l’espoir d’un léger redressement d’ici à 2017, nous voyons déjà les premiers signes d’une amélioration de la demande.

La hausse des dépenses en E&P est une inquiétude de taille pour les investisseurs qui doutent du fait que les entreprises continueront de se montrer dociles même si elles ont fait vœu de rationalité. Nous pensons que le repli de l’activité (lorsque le prix du baril s’établissait à moins de 30 USD) se traduira vraisemblablement par des revenus moins élevés que prévus dans le secteur des services pétroliers au premier trimestre, avec un impact certainement négatif sur les marges. Certaines équipes de gestion reconnaissent que la chute des actions liées au pétrole est alimentée par les émotions et la volatilité des cours des matières premières, plutôt que par les fondamentaux des sociétés, lesquels sont par ailleurs responsables du vif rebond observé ces deux dernières semaines.

La plupart des équipes que nous avons rencontrées ont indiqué que le prix du baril de pétrole devait remonter à 50-60 USD avant d’envisager une hausse de leurs dépenses/budgets. Toutefois, dans certains bassins tels que le bassin Permien, le coût d’extraction d’un baril de pétrole est inférieur à la moyenne en raison de la hausse des flux pétroliers d’origine et des importants taux de reprise attendus. Selon nous, les prix devraient augmenter de 15 à 20 % au-dessus de 40 USD le baril avant que nous assistions à des hausses significatives des dépenses et des budgets. Dans une phase de reprise, le retour au travail des équipes et la remise en fonction des puits de forage pourraient prendre six à huit mois. Cette tâche est rendue bien plus difficile par le fait que le volume d’E&P du secteur énergétique dans son ensemble a significativement chuté pour certaines entreprises de services pétroliers par comparaison au importants taux d’emploi observés par le passé. Les entreprises de l’E&P pourraient dans un premier temps se consacrer à l’assainissement de leur bilan plutôt qu’à la croissance de la production, ce qui pourrait retarder davantage tout redressement de l’activité. Elles pourraient en outre hésiter à augmenter les dépenses des niveaux budgétés dans la mesure où la production d’une société peut ne pas être entièrement opérationnelle avant 2017.

Aussi, avec la baisse des coûts, il est difficile pour nous d’entrevoir de nouvelles actions car les initiatives les plus simples ont déjà été exploitées. En outre, les coûts des services pourraient s’envoler dès que l’activité de forage aura repris, ce qui pourrait s’avérer favorable aux entreprises spécialisées dans les services pétroliers, mais bien moins pour les sociétés d’E&P. Ces dernières indiquent hésiter à exercer des pressions à la baisse sur les prix des contrats conclus avec les premières. De nombreuses entreprises de services tournent en effet déjà avec une trésorerie inférieure aux seuils de rentabilité et les producteurs souhaitent s’assurer de la disponibilité de leurs prestataires de services en matière de capacité et de concurrence dès que les fondamentaux commenceront à se redresser.

Thème clé : Un vent porteur pour l’offshore ?

Le consensus semble indiquer que les options de développement en eaux profondes sont inférieures aux développements onshore des ressources non conventionnelles, notamment le gaz de schiste, qui emploie des techniques avancées de forage et de complétion pour produire des réserves auparavant peu rentables. Néanmoins, les directions des sociétés pétrolières intégrées estiment pour une large part que les opérations en mer profonde peuvent s’avérer véritablement compétitives par rapport aux bassins onshore de gaz de schiste américain. Les entreprises ont annoncé que les décisions finales d’investissement relatives aux importants projets devraient reprendre en 2017 après une interruption ces deux dernières années car les contrats actuels arrivent à expiration et la déflation des prix atteint un point bas. Dans un scénario positif, cette situation devrait être favorable aux entreprises pétrolières intégrées. De nombreux projets offshores sont économiquement viables aux prix actuels, les conditions des gouvernements hôtes s’améliorent et le volume d’appels d’offres est relativement en bonne posture. Néanmoins, si les appels d’offres sont pénalisés par un manque de trésorerie et les contrats effectivement conclus sont depuis peu très limités, certaines équipes de gestion observent des signes d’amélioration. Le forage intercalaire (l’ajout de puits dans un champ offshore ayant recours à des infrastructures existantes « interrompues » par l’évaluation d’une société) et le rythme des forages dans ces types de puits, s’élève désormais à environ 10 puits par an, contre 30 historiquement.

Nous identifions toujours des opportunités potentielles parmi les producteurs énergétiques bénéficiant de ressources à faible coût, d’équipes dirigeantes avisées, d’activités efficaces et de bilans solides. Malgré l’amélioration du sentiment envers les actions liées aux matières premières et aux ressources naturelles vers la fin du trimestre, ces titres inspirent depuis le début de l’année un certain scepticisme vis-à-vis du redressement des marchés des matières premières. Nous considérons que ces conditions peuvent préparer le terrain pour enregistrer des gains plus soutenus à l’avenir. Selon nous, la volatilité des actions ces dernières semaines montre bien l’importance d’évaluer la valeur intrinsèque des sociétés et d’adopter une approche opportuniste et sélective dans l’univers des ressources naturelles.

Nous considérons que l’environnement macroéconomique représente le principal risque pour le rééquilibrage des prix en 2016, mais d’après notre analyse, les projets de baisse des dépenses et des prévisions de production coïncident avec une apparente résistance au niveau de la demande. Cette situation pourrait être le prélude à une hausse des prix dans un horizon de court à moyen terme.

 

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[1] Source : Bloomberg, L.P.

[2] Ibid.

[3] Source : Energy Information Administration (ministère américain de l’énergie).

[4] Source : Bloomberg, L.P.

[5] Source : Agence internationale de l’énergie.

[6] Source : Energy Information Administration (ministère américain de l’énergie).

[7] Ibid.

[8] Ibid.

[9] Sources : Energy Information Administration (ministère américain de l’énergie) ; Agence internationale de l’énergie, au 8 mars 2016. Rien ne garantit que les prévisions ou estimations se réalisent.

[10] Source : Agence internationale de l’énergie.