(Calgary) Le secteur pétrolier peut commencer à voir la lumière au bout du tunnel. Des entreprises aux reins financiers plus solides se préparent à prendre des mesures pour atteindre la croissance en 2021.

Dan Healing
La Presse Canadienne

Les récents développements au sujet des oléoducs pour l’exportation ont compensé l’instabilité des prix des produits de base, l’incertitude du cadre réglementaire. Les observateurs prévoient davantage de fusions d’entreprises et une croissance ciblée des dépenses en capital.

« Le secteur pétrolier a changé, encore une fois. Il a changé pour toujours dans certains de ses aspects, dit Neil Roszell, PDG d’une nouvelle entreprise, Headwater Exploration. La dynamique est vraiment différente. Nous ne verrons jamais plus une centaine de petites entreprises actives de nouveau dans l’Ouest canadien. »

Au début de 2020, avant l’apparition de la COVID-19, M. Roszell et une équipe de cadres s’étaient saisis de la direction d’une petite société Corridor Resources. Ils l’ont rebaptisée en Headwater Exploration et ont levé 50 millions en capitaux propres pour ajouter à un fonds de roulement d’environ 65 millions.

L’entreprise a acheté le 2 décembre des actifs pétroliers classiques au nord de l’Alberta au géant des sables bitumineux Cenovus Energy en échange de 35 millions et de 50 millions d’actions de Headwater.

Elle prévoit compter en janvier quatre plates-formes de forage sur ce territoire. Headwater espère que son budget de 85 millions à 90 millions lui permettra de doubler sa production de pétrole actuelle de 2800 barils par jour.

« Sans la pandémie, qui a obligé de nombreuses entreprises à réévaluer leurs actifs, je ne pense pas que cet accord aurait été conclu », soutient M. Roszell, en faisant état de la décision de Cenovus de réduire les coûts d’exploitation et de concentrer les dépenses sur ses activités principales.

À l’aube de 2021, le secteur pétrolier attend de voir si le président élu américain Joe Biden arrêtera le projet de construction du pipeline Keystone qui doit transporter le pétrole de l’Alberta vers les complexes de raffinage américains de la côte du golfe du Mexique.

Le secteur attend aussi de connaître des précisions sur les nouvelles normes canadiennes de carburant propre qui devaient réduire la teneur en carbone pour les moyens de transport.

L’indice du secteur de l’énergie de la Bourse de Toronto a chuté d’environ des deux tiers au cours des cinq dernières années. Le taux d’inoccupation des bureaux du centre-ville de Calgary — qui a stagné à plus de 25 % — risque de s’aggraver de nouveau en raison des mises à pied prévues chez Cenovus et Suncor Energy.

Mais en même temps, les travaux pour remplacer la canalisation 3 d’Enbridge ont commencé au Minnesota six ans de retards réglementaires, ce qui pourrait ajouter environ 370 000 barils par jour de capacité d’exportation à compter de l’automne. La construction progresse également dans le cadre du projet Trans Mountain, qui devrait tripler la capacité existante à environ 890 000 barils par jour d’ici la fin de 2022.

En décembre, le gouvernement de l’Alberta a mis fin à son programme de réduction de la production pétrolière, disant avoir constaté un meilleur équilibre entre la production de brut et la capacité de transport des oléoducs.

Cette annonce a été signalée par un important producteur des sables bitumineux, Canadian Natural Resources, qui a récemment annoncé une augmentation de la production de 5 % en 2021. Selon des analystes, l’entreprise est parmi les plus susceptibles de bénéficier de l’achèvement de la canalisation 3.

« Je suis optimiste quant à la reprise du secteur énergétique canadien, même si j’y ajoute une dose de prudence », souligne Grant Fagerheim, le PDG de Whitecap Resources.

Son entreprise espère conclure des accords d’échange d’actions pour acheter ses rivales TORC Oil & Gas et NAL Resources. Ces transactions devraient porter la production quotidienne moyenne de Whitecap à environ 100 000 barils d’équivalent pétrole par jour.

Les producteurs de pétrole peuvent commercer à réaliser des bénéfices lorsque le prix de référence du West Texas Intermediate dépasse les 45 $ US le baril, comme c’est le cas actuellement, a déclaré Fagerheim. Toutefois, le prix du baril doit atteindre au moins 50 $ pour qu’il vaille la peine de dépenser de l’argent pour l’exploration et l’exploitation de nouveaux puits.

Dans une prévision récente, RBC a estimé que le prix de l’index West Texas atteindrait en moyenne 46,15 $ le baril en 2021 et 49,75 $ en 2022 après une moyenne de 38,77 $ le baril, cette année.

Les analystes de RBC et de Goldman Sachs s’attendent à ce que la production quotidienne moyenne de pétrole brut dans l’Ouest canadien en 2021 reprenne la quasi-totalité des volumes perdus à cause de la pandémie en 2020, la hausse des prix ouvrant la voie à une croissance future de la production.

Malgré des temps meilleurs, la plupart des producteurs de pétrole et de gaz naturel restent prudents quant à l’ouverture de leur portefeuille, dit Patrick O’Rourke, analyste chez ATB Financial.

« Les dépenses en capital devraient rester relativement stables en 2021, tandis que les estimations montrent une croissance marginale de la production pour le secteur », a-t-il écrit dans une récente note aux investisseurs.

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