Topo sectoriel : la petite histoire de deux marchés énergétiques

January 29, 2018 Edward Golding

Blog image

À Ottawa, l’année 2018 s’est amorcée sous un froid polaire, le thermomètre plongeant sous les moins 20 degrés Celsius, voire sous les moins 30 degrés avec le refroidissement éolien. Comme je suis canadien, le froid est inscrit dans mes gènes, mais je dois avouer que je n’aime pas beaucoup ces épisodes extrêmes et que je souhaiterais parfois que les hivers de notre beau pays soient un peu plus cléments. Pendant les grands froids, la seule pensée de sortir pour faire démarrer ma voiture m’exaspère.

Le temps glacial a ceci de bien qu’il me fait apprécier un confort que bon nombre d’entre nous tiennent pour acquis. Grâce aux sociétés pétrolières et gazières, je peux chauffer ma maison et faire avancer ma voiture. Le secteur de l’énergie rehausse ma qualité de vie et même si j’aspire à un avenir plus vert, j’en suis reconnaissant.

Le prix du pétrole américain augmente, celui du pétrole canadien tire de l’arrière

Après un début difficile en 2017, les cours pétroliers ont rebondi en fin d’année. Le prix du West Texas Intermediate (WTI), le prix de référence du pétrole brut américain, a clôturé l’année à 60,42 $ US le baril, une hausse de 12,5 % par rapport au début de l’année. Ces chiffres étaient de bon augure pour les producteurs, mais cette remontée n’a pas pour autant réglé le problème des stocks mondiaux d’énergie, particulièrement au Canada.

En 2017, le rendement global des titres énergétiques de l’indice S&P/TSX a été inférieur de 18,7 % à celui de l’indice composé S&P/TSX (dividendes exclus). Pourquoi un tel écart? Bien des gens utilisent le prix de référence du WTI, mais la plupart des producteurs canadiens vendent leur pétrole au prix de référence du pétrole canadien, soit le Western Canadian Select (WCS).

Le WCS est le brut commercial lourd le plus courant au Canada. Il a été créé en 2004 lorsque les quatre grands producteurs canadiens de pétrole lourd (Suncor, Cenovus, Canadian Natural Resources et l’ancienne Talisman Energy) ont uni leurs efforts pour régler certains problèmes de commercialisation et de distribution. Les deux pétroles de référence les plus courants dans le monde, le WTI et le Brent, sont des mélanges de « pétrole léger non sulfuré » d’une qualité supérieure à celle du WCS, un mélange de pétrole « corrosif lourd ». En raison de sa qualité moindre, le WCS se négocie au rabais par rapport au WTI, un écart de prix qui fluctue sans cesse.

Le grand écart de 2017 entre WTI et WCS

Au cours de la dernière année, la différence de prix entre le WCS et le WTI s’est initialement contractée à environ 9 $ US le baril pour ensuite se maintenir à l’intérieur d’une fourchette de 9 $US à 12 $US jusqu’en octobre. En novembre, l’écart de prix a commencé à s’élargir. Le WCS est expédié vers les raffineries de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, où il est transformé en produits utilisables, en essence notamment. Le transport du WCS vers ces raffineries cause bien des soucis aux producteurs canadiens qui se heurtent à la concurrence des producteurs américains de pétrole de schiste.

En novembre dernier, à cause d’un déversement, le pipeline Keystone de TransCanada a été inutilisable pendant plusieurs semaines, ce qui a entraîné une accumulation de pétrole canadien non raffiné. On a alors constaté un déséquilibre entre l’offre et la demande et une baisse des prix du WCS par rapport au WTI. L’écart de prix a culminé à 27 $ US, un sommet inégalé en quatre ans, ce qui a donné bien des maux de tête aux producteurs canadiens et réduit le rendement des actionnaires.

Pris au dépourvu, les producteurs canadiens se sont alors précipités pour obtenir les wagons-citernes nécessaires à l’acheminement ferroviaire de leur pétrole vers les raffineries. La situation s’est un peu améliorée au cours des deux premières semaines de 2018, et l’écart de prix a été ramené à 21 $ US. Depuis, l’écart s’est de nouveau élargi et atteignait 28 $ US le 26 janvier. Grâce à l’ajout de wagons-citernes et au retour de l’exploitation à plein rendement des pipelines, les analystes prévoient une réduction de l’écart de prix à environ 17 $ US le baril. Cette prévision est encourageante pour les producteurs canadiens, car le prix de vente de leur pétrole augmentera même si celui du WTI stagne pendant toute l’année 2018.

Le gaz naturel en territoire négatif

Les fluctuations des prix du gaz naturel ont été si extrêmes en 2017 que les producteurs canadiens ont été confrontés à un choix difficile : fermer leurs puits ou vendre leurs produits pour presque rien. La situation s’est aggravée en octobre lorsque le prix au comptant AECO (prix de référence du gaz naturel albertain) est pour la première fois entré en territoire négatif, celui des ventes à perte.

Les grands froids du début de 2018 ont créé l’espoir d’une remontée des prix, un espoir qui s’est rapidement dissipé. La saison de chauffage est à ce jour plutôt mauvaise et les problèmes vécus l’an dernier par les producteurs canadiens, comme les interruptions de services de pipelines, ne semblent pas se résorber.

Attention aux turbulences!

Même si les perspectives semblent s’améliorer pour les producteurs de pétrole canadiens, certains problèmes persisteront. Il ne va pas sans dire que notre optimisme très relatif ne s’applique pas aux producteurs de gaz naturel. En l’absence de signes d’un possible revirement de situation, nous faisons donc preuve de prudence.

Le secteur énergétique conserve une grande importance au sein de l’économie canadienne et un poids relatif imposant dans l’indice de référence principal du Canada, l’indice composé S&P/TSX. Le poids relatif moyen du secteur de l’énergie dans l’indice a été de 20,1 % en 2017. Dans nos fonds communs et collectifs d’actions canadiennes, nous avons en général maintenu une sous-pondération de ce secteur, d’où le rendement relatif supérieur des fonds par rapport à l’indice de référence.

Dans le Fonds collectif de dividendes GPPMD, nous avons en moyenne sous-pondéré le secteur énergétique de 8,65 %, d’où un rendement excédentaire de 1,70 %. Les titres énergétiques ont été en moyenne sous-pondérés de 2,46 % dans le Fonds collectif d’actions canadiennes GPPMD, ce qui a généré un rendement excédentaire de 0,25 %. En ce qui concerne nos autres fonds d’actions canadiennes, la sous-pondération du secteur énergétique a été de 2,19 % dans le Fonds sélectif MD (rendement excédentaire de 0,15 %) et de tout juste 0,91 % en moyenne dans le Fonds d’actions MD, ce qui a créé seulement 0,09 % de rendement excédentaire.

Malgré des perspectives un peu plus prometteuses pour les producteurs canadiens, nous maintiendrons la sous-pondération du secteur de l’énergie tant que nous n’aurons pas de signes probants que les problèmes de transport sont réglés et tant que la volatilité et le niveau de risque dans le secteur ne seront pas revenus plus près de leurs niveaux historiques. Ce n’est qu’à ce moment que nous envisagerons la possibilité de placer une proportion plus importante des capitaux dans ce secteur.

Entre-temps, lorsque l’inévitable prochaine vague de froid frappera, je trouve réconfortant de savoir que je peux monter le chauffage et me verser une grande tasse de chocolat chaud pour oublier l’hiver.

Edward Golding

Edward Golding, CFA, MBA, est gestionnaire de portefeuille au sein de l’équipe Gestion de placements chez Gestion financière MD. Il est responsable des fonds communs et collectifs de titres canadiens, de dividendes et d’actions américaines de MD.

Article précédent
La Réserve fédérale des États-Unis laisse les taux inchangés
La Réserve fédérale des États-Unis laisse les taux inchangés

Fin janvier, le FOMC a annoncé qu’il avait voté pour le maintien de la fourchette cible du taux des fonds f...

Article suivant
Le pourquoi de la hausse des taux d’intérêt
Le pourquoi de la hausse des taux d’intérêt

Sans surprise, la Banque du Canada a relevé son taux de financement à un jour au début de janvier 2018. MD ...