WTI vs. Brent : une opportunité méconnue dans le pétrole américain

Jody Chudley

▪ Je pense avoir identifié un groupe d’entreprises très bien positionnées pour les six prochains mois. A mon avis, ces entreprises devraient générer des cash flows exceptionnels ces deux prochains trimestres, ce qui devrait également entraîner une bonne performance de leurs actions.

Pendant des décennies, il n’y avait quasiment aucune différence entre le cours quotidien du West Texas Intermediate et celui du Brent. Historiquement, le WTI se négociait légèrement plus cher que le Brent parce que de meilleure qualité.

Le graphique ci-dessus montre le différentiel entre le WTI et le Brent de 1990 jusqu’à fin 2010. Comme on peut le voir, le différentiel est resté très proche de 0 $ au cours de cette période. Cela signifie qu’il y avait peu de différence entre les deux prix.

Historiquement, les Etats-Unis ont importé beaucoup plus de pétrole qu’ils n’en ont produit

Historiquement, les Etats-Unis ont importé beaucoup plus de pétrole qu’ils n’en ont produit. Par conséquent, le prix du pétrole américain était fixé par le marché mondial.

▪ Un changement majeur
Puis, en 2011, la production de pétrole dans le Dakota du Nord a connu un essor et a submergé la capacité des oléoducs disponible pour transporter ce pétrole des têtes de puits jusqu’aux raffineries ou autres utilisateurs finaux. Cela signifie que trop de pétrole restait coincé à Cushing, dans l’Oklahoma, là où est fixé le prix du WTI.

D’énormes stocks à Cushing ont mis une forte pression sur le prix du WTI. Le prix du pétrole produit en Amérique du Nord qui était expédié à Cushing était inférieur à celui d’un pétrole de qualité semblable produit dans le monde.

Les différentiels ont gonflé massivement comme jamais encore on ne l’avait vu dans l’histoire, avec un WTI se négociant pour 30 $ de moins que le Brent fin 2011.

Depuis, ces différentiels se sont petit à petit réduits. L’industrie ferroviaire s’est rapidement adaptée, ajoutant de la capacité pour transporter des centaines de milliers de barils vers les destinations finales. L’inversion du flux du pipeline Seaway a en outre complété le dispositif pour transporter du pétrole de Cushing jusqu’à la Côte du Golfe. Cela a pris un peu de temps mais l’industrie s’est adaptée.

En 2014, le WTI s’est échangé à un prix raisonnablement proche de celui du Brent.
Mais dernièrement, ces différentiels ont recommencé à augmenter. A l’heure où j’écris ces lignes, le différentiel entre le WTI et le Brent était d’environ 10 $, le Brent se situant à près de 62 $ et le WTI à près de 52 $.

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La raison de cette hausse du différentiel est à nouveau l’augmentation des stocks de pétrole nord-américain. Toutefois, cette fois-ci, ce n’est pas parce qu’on n’est pas capable d’acheminer le pétrole hors de Cushing. Il s’agit d’un problème d’arbitragistes du monde entier qui expédient leur pétrole en Amérique du Nord (à Cushing et sur la Côte du Golfe) pour stockage.

Au cours des six derniers mois, au niveau mondial, il y a eu plus de pétrole produit que consommé. Ce pétrole excédentaire doit être stocké quelque part. L’endroit le plus évident pour cela se trouve sur terre, aux Etats-Unis, le seul lieu ayant une capacité de stockage suffisante. Les frais de stockage ne sont que de 30 cents par baril par mois, ce qui est bien moins que le dollar par mois que cela coûte de stocker pour du pétrole en mer dans un pétrolier.

Acheter à bas prix et vendre à prix élevé, voilà une recette simple pour gagner de l’argent

Tant que la production quotidienne mondiale de pétrole excédera la consommation, ces stocks vont augmenter. Cela va maintenir le WTI à un prix inférieur à celui du Brent. Acheter à bas prix et vendre à prix élevé, voilà une recette simple pour gagner de l’argent.

C’est précisément ce à quoi ressemblent les perspectives pour les raffineurs nord-américains sur le court terme.

Ces entreprises ont des coûts d’achat du pétrole basés sur le WTI, mais vendent des produits basés sur du pétrole raffiné (essence, kérosène, carburants pour avions, etc.) valorisés par rapport au Brent.

Le différentiel entre le WTI et le Brent augmente et cette tendance va sans doute se renforcer au cours des six prochains mois. Par conséquent, les raffineurs nord-américains pourraient enregistrer des cash flows bien meilleurs que ce qui était attendu.

Je considère cela comme une opportunité court terme — ce qui est une très bonne nouvelle pour quiconque recherche des gains à court terme. La meilleure façon de profiter de cette opportunité est de miser sur quelques raffineurs bien positionnés.

Je recommande de détenir les raffineurs qui ont la plus grande exposition aux différentiels en croissance (WTI/Brent et LLS/Brent). Le prix du LLS (Light Louisiana Sweet) est fixé dans la Côte du Golfe, où les stocks vont également augmenter.

Je conseille donc de surveiller Marathon Petroleum (MPC), Phillips 66 (PSX) et Valero Energy (VLO). Ces entreprises sont les plus sensibles aux prix de Cushing et de la Côte du Golfe.

Il ne faut pas oublier qu’il s’agit d’un investissement court terme. A mon avis, le niveau de la production de pétrole américain stagnera d’ici le milieu de cette année, voire commencera même à diminuer. Les stocks commenceront également à baisser lorsque débutera la saison estivale des grandes migrations.

Si vous voulez investir sur une opportunité peu connue dans le pétrole américain, c’est à vous de jouer.