Si comme nous le pensons, la croissance économique mondiale ralentit mais reste au-dessus de la croissance tendancielle, le Brent pourrait dépasser 100$ en 2023-24.
Résumé
· Nous tablons sur une stabilisation des prix du Brent au-tour de 70-80$/b au premier semestre et estimons que 80-90$ est possible au second. Si comme nous le pensons, la croissance économique mondiale ralentit mais reste au-dessus de la croissance tendancielle, le Brent pourrait dépasser 100$ en 2023-24.
· Pour l’investisseur, une faiblesse des cours du brut dans les prochains mois devrait offrir des opportunités pour compléter les positions tant en ETFs et fonds sur le pétrole qu’en actions de compagnies pétrolières.
· La structure des prix du pétrole sur le marché des futures reste en ‘backwardation’ (prix baissant au fur et à mesure que l’échéance s’éloigne), ce qui signifie que les ETFs et les fonds qui investissent via les futures bénéficient d’un rendement supplémentaire du fait renouvellement des contrats arrivant à échéance. Ce roll-yield est actuelle-ment de 4,5% sur 1 an pour le Brent et 4,9% pour le WTI (au 15/12/2021).
· En actions, nous avons une préférence pour les pétrolières européennes qui sont moins chères que les américaines et dont les investissements en énergie alternatives ne sont pas (encore) valorisés au même niveau que pour les ac-teurs purement alternatifs. Ces sociétés dégagent des cashflows considérables et paient des dividendes élevés.
A la hausse
Les prix du Brent ont baissé de 16% par rapport à leur plus haut de fin octobre. Quelles en sont les raisons ?
Quelles sont les perspectives pour les prix du pétrole brut ? Opportunités ou dangers pour les investisseurs ?
L’Agence Internationale de l’Energie et l’OPEP ont tous deux estimé que le marché mondial du pétrole était à nouveau en surplus et que cette situation allait se maintenir au début 2022. Les mesures prises pour limiter la propagation du variant Omicron font craindre une diminution de la demande. La hausse récente des prix devrait conduire à une augmentation de l’offre hors OPEP+ dans les prochains mois ce qui devrait stabiliser les cours mais la balance des risques reste à la hausse à court terme (l’hiver) et à moyen terme (fin 2022 et 2023). En pratique, la baisse des prix pétrolier devraient offrir des opportunités d’achats tant sur les actions pétrolières que sur les ETFs et fonds investissant sur le marché des futures.
Le rôle de l’OPEP+ dans la gestion de l’offre
Lorsqu’en février-mars 2020, les premières mesures de confinement et d’interdiction de voyager ont été prises, les prix du pétrole se sont effondrés. La baisse a été amplifiée par une guerre des prix entre l’Arabie Saoudite et la Russie qui ne parvenaient pas à s’entendre sur des quotas pour limiter la production. Les capacités de stockage étant saturées, les contrats WTI (West Texas Intermediate) pour livraison en mai n’ont plus trouvé de preneurs et le dernier jour de cotation a vu des prix négatifs (-37,6$).
En avril 2020, les 13 pays de l’OPEP, la Russie et 9 autres pays producteurs ont décidé de diminuer leur production de pétrole en mai et juin de 9,7 millions de barils par jour et en juillet de 7,5 mb/j sur un total mondial proche de 100 mb/j avant la pandémie. Depuis ce moment-là, la gestion prudente de l’offre par l’OPEP+ s’est avérée très payante, les prix du baril de Brent remontant d’un plus bas de 20$ en avril 2020 à 86,5$ fin octobre 2021.
Face à la montée de l’inflation, l’administration Biden a tenté sans succès de faire pression sur l’Arabie Saoudite et d’autres producteurs pour que l’OPEP+ accélère le retour aux niveaux de production d’avant la pandémie. Pour faire pression sur les prix, Joe Biden a décidé en novembre de puiser 50 millions de barils dans les réserves stratégiques des Etats-Unis. Fait remarquable, cette action s’est faite en concertation avec la Chine, l’Inde, la Corée du Sud, le Japon et la Grande Bretagne qui ont accepté d’en faire de même.
L’annonce de la propagation d’un nouveau variant du coronavirus le 25 novembre et l’arrêt immédiat du trafic aérien avec l’Afrique australe a provoqué une chute des cours du brut.
Début décembre, l’OPEP+ a surpris les marchés en décidant de poursuivre son plan d’augmentation de la production de 400 000 barils par jour chaque mois malgré les incertitudes liées au variant Omicron. Les marchés s’attendaient à ce que l’alliance n’augmente pas sa production en janvier en réaction à l’initiative de Joe Biden et au virus Omicron.
Implications pour les prochains mois
La réunion de l’OPEP+ début décembre a été précédée d’intenses négociations diplomatiques entre les Etats-Unis et l’Arabie Saoudite et d’autres membres de l’alliance. La décision de poursuivre l’augmentation de la production malgré le recul des cours (le Brent ayant reculé de 86,5$ fin octobre à 70$) est à la fois un signe d’apaisement et de confiance dans la résilience de la demande qui devraient conduire à une stabilisation des cours dans les prochains mois, probablement dans la fourchette 70-80$ pour le Brent.
Le risque de baisse est limité car les stocks de pétroles sont bien en-dessous de leur moyenne des 5 dernières années et l’OPEP+ continue de dire qu’une restriction plus stricte de l’offre est possible à tout moment. Ce discours agressif de l’OPEP+ devrait mettre un plancher sous les cours même si le variant Omicron devait conduire à une importante diminution du trafic aérien et des déplacements en général.
A l’inverse, sauf circonstances exceptionnelles comme une fin d’hiver très rigoureuse dans l’hémisphère nord, les prix devraient subir la pression d’un effet saisonnier défavorable en février-mars et de la hausse attendue de la production hors OPEP+ et en particulier de pétrole de schiste américain. Au total, la production américaine devrait passer de 11,5 millions de barils par jour à près de 12 d’ici mi-2022.
Pour le moment, les marchés ne tablent pas sur un retour des exportations iraniennes car les négociations sur le nucléaire iranien semblent s’enliser. Selon certaines sources diplomatiques, un accord ne semble pas probable avant les élections de mi-mandat mais des avancées partielles pourraient conduire à une diminution des sanctions portant sur 500 000 barils par jour.
Risque à court terme : les prix du gaz naturel
A court terme, le principal risque est celui d’une envolée des prix du gaz naturel qui favoriserait un effet de substitution du gaz par le pétrole dans un certain nombre d’industries. Aujourd’hui les prix du gaz naturel en Europe sont très élevés pour de multiples raisons à la fois techniques, commerciales et géostratégiques.
Au début de l’automne, les stocks de gaz étaient plus bas que les années précédentes en Europe, en Asie mais aussi en Russie (pour sa propre consommation). A cela s’est ajouté une plus forte demande de gaz en Chine pour les besoins croissants de son industrie et pour satisfaire ses objectifs de réduction de la pollution. De nouveaux gazoducs permettent désormais à la Russie d’alimenter plus facilement la Chine. Les exportations russes vers L’Europe ont baissé alors que celles vers l’Asie se sont accrues. Les tensions géopolitiques en Ukraine ne facilitent pas les choses
La mise en service du gazoduc Nord Stream 2 se heurte à des difficultés politiques et commerciales. Les européens craignent que l’ouverture de Nord Stream 2 ne s’accompagne d’une fermeture du gazoduc passant par l’Ukraine.
En outre, les européens ne sont pas d’accord sur la proposition russe de fixer les prix à long terme au lieu du système actuel basé sur les prix spots.
En Europe, les prix du gaz naturels ont atteint un plus haut début octobre et avaient quelque peu rebaissé suite aux assurances du président Poutine que les européens n’avaient pas à craindre de ruptures d’approvisionnement cet hiver. Les tensions géopolitiques les ont fait remonter ces derniers jours. Ils sont actuellement 470% plus cher qu’au début de l’année.
Aux Etats-Unis, la situation était complètement différente. Les stocks avant l’hiver étaient à leur niveaux normaux et les prix plus bas. Bien qu’ayant construit de nouvelles capacités d’exportation de gaz liquéfié, celles-ci ne sont pas suffisamment importantes que pour avoir un impact sur les prix européens. En outre, au début de l’automne (ce n’est plus le cas aujourd’hui) l’Asie payait plus cher le gaz liquéfié que l’Europe ce qui a conduit les exportateurs de LNG à privilégier l’Asie.
La balance des risques reste à la hausse
A l’heure où ces lignes sont écrites, l’impact économique du variant Omicron ne peut être estimé car sa dangerosité reste à déterminer. Mais à chaque nouvelle vague de contamination, on observe que l’impact sur la demande de pétrole est moins important et que le redressement qui suit est plus rapide.
Les progrès de la médecine aidant, il est raisonnable de prévoir tôt ou tard en 2022 un retour de la demande de pétrole aux niveaux d’avant la pandémie. La récente hausse de prix suscitant une augmentation de l’offre des producteurs hors OPEP+, il ne devrait pas y avoir de soucis majeurs dans la première partie de 2022. Ensuite tout dépendra de la vigueur de la demande.
La croissance mondiale devrait atteindre 4,4% en 2022 selon le consensus des économistes, soit nettement plus que la moyenne de 3,4% entre 2014 et 2019. La demande de pétrole pourrait dépasser les 100 millions de barils par jours surtout si la situation s’améliore dans les pays émergents. La production pourra-t-elle suivre ?
La diminution des investissements en explorations et développement des champs pétrolifères classiques depuis l’effondrement des cours pétroliers fin 2014 a été très conséquente.
| On observe déjà qu’un certain nombre de pays de l’OPEP ne sont pas en état de produire autant que la hausse des quotas de production les autorise (Nigeria, Angola, Algérie). En fait les capacités excédentaires de l’OPEP+ sont concentrés en Arabie Saoudite, en Russie (à partir de 2023), aux Emirats Arabes Unis et en Iraq. Mais même dans ces pays, les capacités excédentaires seraient inférieures aux chiffres annoncés car certains investissements ont été postposés du fait de la pandémie, l’exploitation des nouveaux champs pétrolifères se heurtent à des difficultés géologiques, les infrastructures ont vieilli et sont devenues moins fiables du fait du manque d’investissements récents. |
Les effets de la transition énergétique
De plus en plus d’analystes et de stratégistes estiment que le pic de l’offre pourrait se produire avant le pic de la demande lié à la transition énergétique. Une forte hausse des investissements en exploration et développement de nouveaux champs pétrolifères est peu probable étant donné la pression des actionnaires en faveur de la décarbonisation et l’absence de visibilité quant à la rentabilité à long terme de ces investissements.
L’effet sur la demande de pétrole de l’électrification des véhicules ne devrait se faire sentir qu’à partir de 2025. Le risque de voir des prix supérieurs à 100$ par baril d’ici là est très élevé.
En ce qui concerne le gaz naturel, il ne devrait pas y avoir de problème d’offre mais la demande pourrait augmenter très fort à certains moments quand le gaz doit suppléer l’absence de vent et de soleil surtout en plein hiver. L’état des stocks à ces moments-là pourrait influencer significativement les prix.
Conclusions pour les investisseurs
Nous tablons sur une stabilisation des prix du Brent autour de 70-80$/b au premier semestre et estimons que 80-90$ est possible au second. Si comme nous le pensons, la croissance économique mondiale ralentit mais reste au-dessus de la croissance tendancielle, le Brent pourrait dépasser 100$ en 2023-24.
Pour l’investisseur, une faiblesse des cours du brut dans les prochains mois devrait offrir des opportunités pour compléter les positions tant en ETFs et fonds sur le pétrole qu’en actions de compagnies pétrolières.
La structure des prix du pétrole sur le marché des futures reste en ‘backwardation’ (prix baissant au fur et à mesure que l’échéance s’éloigne), ce qui signifie que les ETFs et les fonds qui investissent via les futures bénéficient d’un rendement supplémentaire du fait renouvellement des contrats arrivant à échéance. Ce roll-yield est actuellement de 4,5% sur 1 an pour le Brent et 4,9% pour le WTI (au 15/12/2021).
En actions, nous avons une préférence pour les pétrolières européennes qui sont moins chères que les américaines et dont les investissements en énergie alternatives ne sont pas (encore) valorisés au même niveau que pour les acteurs purement alternatifs. Ces sociétés dégagent des cashflows considérables et paient des dividendes élevés.
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Cet article a été réalisé par notre réseau international BNP Paribas Wealth Management.
