The Fundamentals of Oil & Gas Hedging – Futures

Cet article est le premier d’une série où nous explorerons les stratégies les plus courantes utilisées par les producteurs de pétrole et de gaz pour couvrir leur exposition aux prix du pétrole brut, du gaz naturel et des LGN.

Sur les marchés de l’énergie, il existe six contrats à terme sur l’énergie primaire, dont quatre sont négociés sur le New York Mercantile Exchange (NYMEX): Le pétrole brut WTI, le gaz naturel Henry Hub, le diesel à très faible teneur en soufre de NY Harbor (anciennement le mazout de chauffage) et l’essence RBOB et deux d’entre eux sont négociés sur l’échange InterContinental (ICE): le pétrole brut Brent et le gasoil.

Un contrat à terme donne à l’acheteur du contrat, le droit et l’obligation, d’acheter la marchandise sous-jacente au prix auquel il achète le contrat à terme. D’autre part, un contrat à terme donne au vendeur du contrat, le droit et l’obligation, de vendre la marchandise sous-jacente au prix auquel il vend le contrat à terme. Cependant, dans la pratique, très peu de contrats à terme sur matières premières aboutissent réellement à la livraison, la plupart sont utilisés pour la couverture et sont vendus ou rachetés avant l’expiration.

Alors, comment un producteur de pétrole et de gaz peut-il utiliser des contrats à terme pour couvrir son exposition aux prix volatils du pétrole et du gaz? Par exemple, supposons que vous êtes un producteur de pétrole brut qui souhaite couvrir le prix de votre future production de pétrole brut. Par souci de simplicité, supposons que vous cherchiez à couvrir (en « fixant » ou « verrouillant » le prix) votre production de pétrole brut d’octobre. Pour couvrir cette production avec des contrats à terme, vous pouvez vendre (à découvert) un contrat à terme sur le pétrole brut de novembre.

Vous vendriez le contrat à terme de novembre plutôt que le contrat à terme d’octobre, car le contrat à terme de novembre expire pendant le mois de production d’octobre. Cependant, le contrat à terme de novembre expirera au milieu du mois de production d’octobre, de sorte que pour couvrir correctement la production d’octobre, vous utiliserez probablement une combinaison de contrats à terme de novembre et de décembre. Cette complexité, appelée « risque calendaire » dans le jargon commercial, est la raison pour laquelle de nombreux producteurs de pétrole et de gaz se couvrent avec des swaps plutôt que des contrats à terme. Nous aborderons plus en profondeur le risque lié au calendrier dans un autre article dans un avenir pas trop lointain.

Si vous aviez vendu ces contrats à terme sur la base du cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole brut WTI de novembre hier, vous auriez couvert votre production d’octobre à environ 46,93 $/BARIL.

Supposons maintenant qu’il s’agit du 20 octobre, date d’expiration du contrat à terme sur le pétrole brut WTI de novembre. Parce que vous ne souhaitez pas livrer le contrat à terme, vous rachetez le contrat à terme de novembre au prix du marché en vigueur pour clôturer votre position.

Pour comparer le fonctionnement de votre stratégie si le contrat à terme sur le pétrole brut de novembre s’établit à des prix à la fois supérieurs et inférieurs à votre prix de 46,93 $, examinons les deux scénarios suivants.

Dans le premier scénario, supposons que le prix du marché en vigueur, auquel vous rachetez le contrat à terme sur le pétrole brut WTI de novembre, soit 60 $ / BBL, soit 13,07BB / BBL de plus que le prix auquel vous avez vendu le contrat à terme. Dans ce scénario, vous recevriez environ 60BB/baril pour votre production de pétrole brut d’octobre. Cependant, votre revenu net serait de 46,93 $, le prix auquel vous avez initialement vendu le contrat à terme, excluant le différentiel de base, les frais de collecte et de transport, etc. En effet, vous subiriez une perte de 13,07/ / BBL (60$.00 – 46,93 $ = 13,07 $) sur le contrat à terme.

Dans le deuxième scénario, supposons que le prix du marché en vigueur, auquel vous rachetez le contrat à terme sur le pétrole brut WTI de novembre, soit 35 $ / BBL, soit 11,93BB / BBL inférieur au prix auquel vous avez vendu le contrat à terme. Dans ce scénario, vous recevrez environ 35BB /baril pour votre production de pétrole brut d’octobre. Cependant, un revenu similaire à votre revenu net serait de 46,93BB / BARIL, excluant encore une fois le différentiel de base, les frais de collecte et de transport. C’est parce que vous subiriez un gain de 11,93BB / BBL (46$.93 – 35,00 $ = 11,93 $) sur le contrat à terme.

Bien qu’il existe de nombreuses variables à prendre en compte avant de couvrir votre production de pétrole brut, de gaz naturel ou de LGN avec des contrats à terme, la méthodologie de base est plutôt simple: si vous êtes un producteur de pétrole et de gaz et que vous avez besoin ou souhaitez couvrir votre exposition aux prix du pétrole brut, du gaz naturel ou des LGN, vous pouvez le faire en vendant (à découvert) un contrat à terme.

Enfin, bien que cet exemple traite de la façon dont un producteur de pétrole brut peut se couvrir avec des contrats à terme, on peut également utiliser des méthodologies similaires pour couvrir la production d’autres produits de base.

Cet article est le premier d’une série sur la couverture de la production de pétrole brut et de gaz naturel. Les messages suivants peuvent être consultés via les liens suivants:

Les fondamentaux du Pétrole Swaps de Couverture de gaz

Les fondamentaux du Pétrole Couverture de gaz – Options de vente

Les fondamentaux du pétrole&Couverture du gaz – Colliers sans coût

Note de la rédaction: L’article a été initialement publié en février 2013 et a récemment été mis à jour pour mieux refléter les conditions actuelles du marché.

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