JP Lachance de Peyto parle de l’intégration liée aux fusions et acquisitions, du rendement et des prochaines étapes

Intervenante 1 :
Bienvenue à Insights de TD Cowen. Ce balado réunit des penseurs de premier plan qui offrent leur éclairage et leurs réflexions sur ce qui façonne notre monde. Soyez des nôtres pour cette conversation avec les esprits les plus influents de nos secteurs mondiaux.
Aaron Bilkoski
Bonjour. Je suis Aaron Bilkoski. Je suis analyste de recherche à Calgary chez TD Cowan, et je me spécialise dans le secteur canadien du pétrole et du gaz. On est en direct à la Conférence de l’énergie TD à New York. Je suis en compagnie de JP Lachance, de Peyto Exploration Development, une société albertaine de production de gaz naturel du Deep Basin. JP travaille chez Peyto depuis plus de dix ans. Il a occupé plusieurs postes au sein de cette société. Il a été vice-président, Exploration. Il est devenu chef de l’exploitation puis président et chef de la direction au début de 2023. Merci d’être là.
Jean-Paul Lachance :
Merci de m’avoir invité.
Aaron Bilkoski
Vous succédez à certaines des plus grandes personnalités que Deep Basin a connues depuis longtemps. Vous êtes un néophyte. Comment vous décririez-vous?
Jean-Paul Lachance :
C’est une question piège pour commencer. Vous savez quoi? J’aime à penser que je suis quelqu’un qui pense ce qu’il dit et qui le fait. Pour moi, il s’agit de laisser les chiffres parler : plutôt que de beaucoup parler de ce qu’on pense pouvoir faire, il faut tout simplement le montrer. Pour ma part, j’ai toujours préféré laisser parler les chiffres. Et au final, c’est ce qui compte, non? Donc oui, j’ai accepté ce rôle au début de 2023. Certes, le défi était de taille, mais on a réussi plus tard cette année-là à acquérir un actif intéressant, et je pense que depuis, les choses vont très, très bien.
Aaron Bilkoski :
Très bien. Vous y avez fait rapidement allusion après être devenu président. Vous avez acquis une part relativement importante de ce qui restait des intérêts de Repsol au Canada. Qu’est-ce que ça vous a fait d’être un peu nouveau dans cette fonction de chef de la direction, de plaider en faveur d’une opération qui a vraiment transformé l’entreprise et, au fond, de tester les marchés boursiers publics à ce moment-là aussi? Comment était-ce perçu à l’interne? Comment défendiez-vous cela?
Jean-Paul Lachance :
Tout d’abord, cela a été très bien perçu à l’interne. Je me rappelle qu’un des gars m’avait dit qu’il ne faisait pas partie du processus; il s’est réveillé le lendemain du jour où on a fait l’annonce en me disant que c’était comme un matin de Noël. On avait tous ces nouveaux cadeaux sous le sapin avec lesquels jouer. Et on convoitait ces actifs depuis un bon moment, mais ce n’était vraiment pas différent de ce qu’on avait toujours cherché à faire avec d’autres acquisitions de type intégration. Ici, c’est ce que j’appelle une intégration. C’est un peu plus ambitieux. En fin de compte, on a dépensé 700 millions de dollars pour acquérir ces actifs, mais ils étaient largement sous-exploités et on a identifié toutes sortes d’occasions. Comme je l’ai déjà dit aujourd’hui, on pense qu’on connaît mieux ces actifs qu’eux, car ils font naturellement partie de notre production existante et de nos infrastructures existantes. C’était donc juste une extension naturelle de ce qu’on fait depuis le début.
Pour nous et pour l’équipe, notre capacité à passer le cap était donc un défi. Ce qui aurait pu être difficile, c’est le marché. On n’avait pas testé le marché. On a procédé à l’acquisition tout de suite après la fête du Travail. Je crois que c’était le surlendemain de la fête du Travail. Était-ce le mardi de la première semaine de septembre? On n’était pas certains de la façon dont le marché réagirait à une offre en actions, et il s’est avéré qu’elle était largement surestimée et que, comme on l’a vu, la communauté des investisseurs la percevait de la même façon, toutes sortes d’occasions et, mieux encore [inaudible, 00:03:42] payer cette main-d’œuvre pour aller la développer et la valoriser, et on n’a pas regretté notre décision. Ça a été formidable.
Aaron Bilkoski :
Je suis d’accord. C’était une combinaison naturelle. Vous avez très clairement énoncé les avantages pour l’entreprise, et vous la détenez depuis près d’un an. Vous avez foré des puits et y avez affecté une bonne partie de votre programme d’immobilisations. Quel est le rendement par rapport à ce que vous attendiez au moment où vous avez rejoint l’opération?
Jean-Paul Lachance :
Je dirais qu’il est probablement un peu meilleur que prévu. On s’attendait à beaucoup de choses, en fait. Comme je l’ai dit plus tôt, c’était largement inexploité. Ils avaient foré quelques puits, mais depuis l’avènement du forage horizontal, ils n’avaient pas fait grand-chose sur leurs terrains; ils étaient autour de nous et on était autour d’eux. On a donc cessé de forer jusqu’aux frontières. Et en regardant de l’autre côté, en regardant par la porte, on s’est dit qu’on ferait bien de mettre la main dessus. Et c’est ce qu’on a fini par faire. On s’attendait à beaucoup de choses de ces actifs, mais je dirais qu’en fait, ils ont surpassé même nos attentes à l’époque. On obtient donc une amélioration d’environ 40 % par rapport au résultat de nos forages moyens. Une amélioration soutenue, pas simplement ponctuelle à court terme, mais une amélioration soutenue des puits qu’on fore par rapport à nos programmes de l’année précédente, on peut les appeler « les anciens programmes de Peyto ». Peyto ne concerne que le passé.
C’est donc exactement ce à quoi on s’attendait. On savait que leur structure de coûts serait plus élevée, et c’était effectivement le cas. Donc je pense qu’on avait commencé, avant l’entente, à environ 45 cents sur nos coûts d’exploitation. On a bondi à 55 cents tout de suite après avoir conclu, parce que c’est directement attribuable à l’augmentation des coûts d’exploitation de ces actifs, et on réduit à présent ce chiffre. Notre objectif est de revenir à 45 cents. On devrait avoir atteint 50 cents dans l’ensemble d’ici la fin de l’année, puis continuer à travailler pour revenir à notre niveau d’avant. Donc, pour ce qui est des opérations, il y a évidemment un potentiel de hausse, on l’espère. De plus, lorsqu’on fait des acquisitions, on recherche des synergies dans lesquelles on peut investir et exercer un contrôle. Que ce soit dans le cadre d’infrastructures propres ou des nôtres, d’accord? Et tout cela était présent. Tout cela était présent. C’est ce qui représentait l’attrait principal et jusqu’à présent, on a attaqué des deux côtés. On a d’excellents résultats pour les forages, et par ailleurs, on réduit les coûts d’exploitation et on optimise la production sur le terrain.
Aaron Bilkoski :
Du côté des coûts, qu’est-ce qui permet de réaliser ces économies sur les coûts d’exploitation? Vous contentez-vous d’accroître les volumes et de les répartir entre vos coûts fixes, ou mettez-vous des choses en place sur le terrain pour réaliser des économies?
Jean-Paul Lachance :
Les deux. Par exemple, on optimise les usines de gaz et on déplace la production. Dans un cas, à l’usine de gaz d’Edson, on a fermé certaines unités dont les coûts d’exploitation étaient élevés. Il s’agissait de l’unité de récupération du soufre. En gros, on a décidé de ne plus envoyer de gaz acide dans cette installation. Elle hébergeait une petite partie de notre production nette, environ 1 500 barils. On s’est dit que ce n’était pas économiquement intéressant pour l’instant. En fait, c’est le cas dans la plupart des conditions de prix, alors pourquoi continuer? Arrêtons le gaz. Et on a aussi perçu des revenus de tiers, de gaz provenant de tiers, pour contribuer à faire tourner cette installation. On y a perdu en fiabilité, car s’ils arrêtaient de nous approvisionner, on ne pouvait plus fonctionner.
On a donc tiré un trait. Et cette activité vise à faire de l’argent, non? Donc, même si on a supprimé une partie de la production, elle ne nous rapportait pas grand-chose et ça vaut mieux pour nous. En faisant cela, on a réduit nos coûts d’exploitation. On a apporté un changement progressif ou structurel à la façon dont l’installation était exploitée. C’est juste un exemple. Il y a aussi d’autres choses qu’on a faites et qui nous ont permis de déplacer la production, mais l’utilisation, l’intensification de l’utilisation, comme vous disiez, l’augmentation de la dilution des coûts fixes sur un volume plus élevé ou l’amortissement sur un volume plus important, est clairement un point essentiel. Et on pense que notre capacité à intensifier l’utilisation constitue l’un des principaux facteurs de réduction de nos coûts d’exploitation à l’avenir. N’est-ce pas?
Aaron Bilkoski :
OK. Le seul avantage de l’entente que je n’ai pas bien saisi au moment de l’acquisition, c’est la façon dont elle améliorera les résultats des puits sur les terrains hérités. Pouvez-vous nous en dire un peu plus sur les raisons pour lesquelles vous prévoyez une progression des puits forés sur vos terrains hérités plutôt que sur ceux de Repsol?
Jean-Paul Lachance :
C’est une bonne question. On exploitait quatre appareils avant l’entente et, plutôt que d’en ajouter et de continuer à utiliser les quatre appareils présents sur nos terrains existants et, on va dire, deux nouveaux sur Repsol, on en a simplement redirigé deux vers les terrains de Repsol. On est donc à peu près à 50/50 en ce moment pour notre programme de forage sur ce qui était l’héritage de Peyto par rapport aux nouveaux terrains de Repsol. Et cela a permis d’atténuer un peu la pression. Cela a réduit un peu la pression sur les quatre appareils qui fonctionnent sur les terrains de Peyto. On peut être un peu plus sélectifs pour aller vers une qualité supérieure. Il n’est pas nécessaire que les troisième et quatrième appareils fonctionnent là-bas, peut-être pour le forage, peut-être de façon un peu précipitée, et peut-être qu’on prend plus de risques qu’en temps normal. Cela nous permet de mieux calculer comment trouver de nouveaux jeux et forer des sites qui ont peut-être moins de potentiel…
Peut-être qu’ils cherchent à approfondir leurs horizons. On a récemment découvert un jeu de chenaux d’érosion par échappement de gaz au cœur du « centre-ville » de Peyto, au cœur de Sundance, qui existe depuis des années. On fore des puits depuis 26 ans et on trouve encore des occasions. C’est le genre de trouvaille qui réduit un peu la pression, parce qu’on déplace deux appareils sur les terrains de Repsol, ce qui réduit un peu la pression sur le système existant, tout en nous aidant à améliorer les résultats. Sans compter que les forages durent plus longtemps et que l’intensité augmente. Cela aide aussi. Mais à mon avis, le principal, c’est le fait que certaines parties du programme ont été envoyées ailleurs pour nous aider à obtenir une qualité élevée.
Aaron Bilkoski :
De façon générale, les investisseurs ont tendance à s’intéresser au Montney. Vous êtes dans le Deep Basin, qui se situe hors de cette fenêtre. Je pense que c’est sous-estimé dans bien des cas, car le Deep Basin offre beaucoup d’avantages dont le Montney est souvent dépourvu. Que pensez-vous de votre actif du Deep Basin par rapport au Montney en général?
Jean-Paul Lachance :
Eh bien, voyez-vous, je suis d’accord avec vous. Je pense que le Deep Basin est un actif qui n’a pas tout à fait été négligé, mais qui est aussi un peu sous-évalué en raison de l’enthousiasme suscité par le Montney et maintenant le Duvernay, qui sont tous deux d’importantes ressources. Entre-temps, il recèle encore de nombreuses occasions. C’est généralement un endroit où forer coûte moins cher. Bon, pas partout. C’est aussi le cas dans certains jeux du Montney. Mais en général, on utilise un appareil spécialisé, mais qui est moins demandé. Il s’agit d’un appareil télescopique double par rapport à un appareil triple que l’on utiliserait dans les jeux du Montney. Cela signifie non seulement qu’on peut agir plus rapidement parce que l’appareil peut être descendu et être déplacé en une journée lorsqu’on repère un autre puits à un autre endroit, ce qui contribue à notre efficacité, mais aussi qu’il est moins demandé que les triples.
Cela nous aide. Par exemple, son taux journalier de base est beaucoup moins cher. C’est une chose. Il y a aussi le fait que le réservoir du Deep Basin est de meilleure qualité. Et si vous voulez savoir ce que j’entends par là… Eh bien, je dirais que la perméabilité est meilleure. Ils disent que c’est peut-être moins épais, mais il n’est pas nécessaire d’utiliser autant d’eau ou de stimulation, qu’on va dire, dans les jeux du Montney. On utilise le tiers de l’eau qu’il leur faudrait dans le Montney ou le dixième de celle qu’ils utiliseraient dans un puits typique du Duvernay, et ça représente de l’argent. Il faut de l’argent pour pomper et déplacer l’eau, car on ne peut pas la vendre. Et il en faudrait pour l’amener, la pomper, la retirer, la traiter par la suite, etc. Donc, le coût de la stimulation est un élément important.
Et là où cela se trouve dans le système, c’est plus loin en Alberta, plus près des frontières, plus près de la sortie du pipeline, là où le gaz part vers l’est ou le sud. Cela signifie aussi que l’hydraulique est meilleure là-bas. Et cela nous permet d’accroître la capacité du système sans avoir à le faire construire pour nous dans le Nord. Et nos installations dans cette région comptent de nombreux exploitants qui ont déménagé. Repsol ne forait pas; elle n’utilisait donc plus que 35 % de ses installations.
Il y a donc beaucoup de place, y compris pour le traitement du gaz. Donc on a le traitement du gaz, la sortie, c’est relativement facile, moins cher parce qu’on est en aval, donc on paye un tarif d’affranchissement sur NGTL pour utiliser le système. On est beaucoup moins chers parce que, plus en aval, on n’utilise pas une grande partie de leur système pour l’acheminer vers le marché. Toutes ces choses sont donc intéressantes… Et c’est pourquoi on est le producteur et l’un des développeurs de gaz qui ont les coûts les plus faibles. C’est le Deep Basin. C’est ce que j’appelle l’avantage du Deep Basin. C’est comme ça que je l’appellerais, plutôt.
Aaron Bilkoski :
Je me rends compte que vous êtes perçu comme le seul producteur d’énergie du Deep Basin. Or dans le monde des entreprises pétrolières et gazières, il y a beaucoup d’acteurs qui affectent des capitaux là-bas, notamment par l’intermédiaire de fusions et acquisitions, comme on l’a vu dans le cas de Tourmaline ou de Whitecaps qui investissent dans la région, bien souvent pour les avantages que vous venez de souligner.
Jean-Paul Lachance :
Oui, et c’est révélateur, non? C’est un signe que le Deep Basin est peut-être plus intéressant qu’on ne le pense.
Aaron Bilkoski :
À ce propos, j’ai effleuré la question de la consolidation, mais vous avez acheté les actifs de Repsol et Tourmaline a acheté Bonavista. Qu’est-ce qui reste éventuellement à consolider dans le Deep Basin et quel est votre intérêt, en tant que président de Peyto, d’être un chef de file à cet égard?
Jean-Paul Lachance :
L’actif de Repsol comportait 800 sites. Et quand je dis 800 sites, je veux dire cartographiés. Ce ne sont pas juste des autocollants sur une carte, il y a une section, je vais y mettre quatre puits. Non, ce sont des sites géographiquement cartographiés. On a donc une grande confiance en ceux-ci. Ce n’est donc pas comme si on avait besoin d’aller de 150 à 160 et de continuer à partir de là. On a de nombreux endroits où le faire, beaucoup d’occasions de forage. Mais peu importe. On est toujours à l’affût, et on était toujours à l’affût d’occasions de grandir comme Repsol, et elles sont toujours là. Parfois, ce sont des entreprises de taille plus modeste. Certaines sont plus grandes. Mais si certaines de ces grandes entreprises ne font aucun effort là-bas et se concentrent ailleurs, il y aura peut-être une occasion à un moment donné d’obtenir certains de ces terrains [inaudible 00:13:44] et de faire une acquisition, en fonction du scénario.
Et ça, c’est notre point fort. C’est ce qu’on fait depuis 26 ans. On a établi la totalité de notre position sur les swaps et les ventes de terrains ou l’achat de terrains vendus par l’État et tout ce genre de choses, et on l’a progressivement renforcée. Repsol a représenté un gros montant, mais pour l’essentiel, c’est comme cela qu’on a procédé. Ces occasions existent donc toujours. À mesure qu’on étend notre base foncière, on touche à présent encore plus de zones et on a des installations à proximité, ce qui nous permet de poursuivre notre propre stratégie de contrôle du taux, qui consiste à pouvoir acheminer la production vers nos propres installations dès qu’on fore afin de maintenir nos coûts bas et de contrôler la production.
Aaron Bilkoski :
En ce qui concerne les occasions d’acquisition, à quel point est-il important pour vous de perpétuer la culture de Peyto?
Jean-Paul Lachance :
C’est extrêmement important. Lorsque j’ai accepté le poste, on m’a notamment demandé « quelles sont les caractéristiques de Peyto que vous considérez comme importantes? » Et je pense que l’essentiel est de contrôler nos infrastructures et notre culture, cette culture qui imprègne l’ensemble de l’organisation, qui consiste à limiter les coûts, à faire ce qui doit être fait. Ce qui compte, ce n’est pas ce que l’on fait, mais ce que l’on ne fait pas toujours et qui permet vraiment d’économiser de l’argent, ou de tout ce que l’on peut faire, qu’il s’agisse d’organiser des réunions ou de dépenser de l’argent pour la complétion des puits. C’est en ces termes qu’il faut réfléchir à l’échelle de toute l’organisation. La culture est donc très importante. On est relativement horizontaux. Il n’y a pas beaucoup de monde entre moi et les employés. Ils sont donc plus autonomes. Ils sont autonomes, mais ils sont aussi responsables. À mon avis, l’un ne va pas sans l’autre. Il faut pouvoir rendre des comptes si on est autonome. Il est donc très important pour la culture que l’organisation fonctionne ainsi.
Nos systèmes de récompenses sont peut-être un peu différents des autres, mais c’est parce qu’on recherche un certain type de profil. On cherche des gens qui ont l’esprit d’entreprise et qui sont disposés à réfléchir davantage à ce qu’ils disent, non seulement à propos de leur quotidien et de leur salaire, mais aussi sur ce qu’ils peuvent faire avec nous, de la différence qu’ils peuvent faire pour l’actionnaire. Il est essentiel de maintenir cette culture. On acquiert des talents dans une grande entreprise et on tâche que ça fonctionne. On a embauché 20 personnes de Repsol au bureau. La plupart sont encore là, mais on a vraiment veillé à les choisir pour s’assurer qu’elles respectent la culture des AE rémunérées. Ça a fait toute la différence. Et sur le terrain aussi, on a embauché beaucoup de gens parce qu’on devait continuer à fonctionner là-bas, sans oublier les quatre usines de gaz actives. Mais même ces gens-là nous rejoignent avec une espèce d’AE rémunérées. Alors oui, il est très important d’embaucher quelqu’un et d’avoir ce mélange culturel. On doit donc être très prudents sur ce point.
Aaron Bilkoski :
Je vais changer un peu de sujet. Que pensez-vous de la couverture au sein du portefeuille? De toute évidence, cela a été très avantageux pour vous avec la baisse des prix. Essentiellement, cela vous a permis de ne pas perdre de plumes tandis que d’autres ont dû prendre des décisions difficiles. Que pensez-vous de la couverture pour l’avenir?
Jean-Paul Lachance :
On considère la couverture comme un outil de gestion des risques. Le secteur du gaz est très volatil. On a choisi le gaz parce que c’est simple, qu’il y a très peu de déchets et qu’on se débrouille bien dans notre région du Deep Basin. Mais le secteur du gaz est très volatil. Alors, pour obtenir des coûts comme les nôtres, et notre efficacité en matière de coûts, on pense qu’il est très important d’avoir une activité stable. La couverture nous aide à atteindre cet objectif. Elle nous procure une certaine sécurité quant à nos revenus futurs. Elle nous permet de planifier un programme d’immobilisations dans une fourchette. Cela ne veut pas dire qu’on ne réagira pas aux prix, mais elle nous donne cette certitude. Et aussi la certitude de verser un dividende. C’est le rendement qu’on a choisi pour les actionnaires, et on peut discuter pour savoir si un programme de rachat est préférable.
Mais pour nous, distribuer des liquidités aux actionnaires, leur laisser décider de ce qu’ils vont en faire d’un mois à l’autre, acheter plus d’actions de Peyto ou diversifier leurs placements… C’est à eux de prendre cette décision, pas à moi. Ce programme de couverture nous permet donc d’être à l’aise avec ce niveau de couverture… Pardon, avec le versement de dividendes dans le cadre d’un programme de gestion du capital. Et puis, on peut exercer nos activités dans ces limites. On est donc très mécaniques dans notre programme de couverture, très systématiques. On ne spécule pas sur les prix. On cherche à atténuer la volatilité à long terme. On couvre donc jusqu’à trois ans et six saisons, comme la saison d’hiver et d’été pour le gaz. Voilà comment on fonctionne.
Aaron Bilkoski :
Que penseriez-vous de la couverture si votre courbe des taux prospectifs se retrouvait en déport et que la décision consistait à couvrir, disons, les prix de 2027 à un cours inférieur à celui d’aujourd’hui? Ou pas d’aujourd’hui, mais à un prix inférieur à ce dont vous auriez besoin pour maintenir l’activité [inaudible 00:18:37].
Jean-Paul Lachance :
Oui, des prix plus bas qu’aujourd’hui, c’est plutôt effrayant. En fait, ce n’est pas si terrible. Les prix en général se situent autour de 3 $ au moins. C’est ce qu’on recherche. Donc c’est plutôt pas mal. On est déjà passés par là. En 2022, quand les prix étaient très élevés et en déport. Maintenant, ils sont retombés à 3 et 4 $, ce qui, encore une fois, joue en notre faveur vu notre structure à faible coût. On peut travailler dans ce contexte sans trop de difficulté. En fait, ce serait presque préférable à des prix très élevés où tout le monde passe à la sous-traitance et où tous les coûts des services augmentent. Ici, on a un juste milieu. Toutefois, dans la mesure où la courbe des taux et les prix pourraient évoluer vers 2 $ ou même moins, on ralentirait probablement le rythme de la couverture. On a une fourchette. On a des garde-fous autour de notre programme de couverture.
On a une fourchette entre… Pour la saison en cours, on cherche une fourchette de 50 % à 75 %. Et comme on est tournés vers l’avenir et que les prix sont inférieurs à notre véritable seuil de rentabilité, on ralentira. On n’en est pas là. Les prix sont en report, donc on couvre2027, mais si cela devait s’inverser pour nous… Mais c’est un signal plus important. Quand on y pense, si le marché évolue, et on est bien protégés d’ici là, mais si le marché évolue et recule et que la courbe des taux à long terme tombe sous son niveau actuel, comme si le prix était nettement inférieur à 3 $, je pense que d’autres producteurs réagiront avant nous, non? Parce qu’ils ne peuvent pas se permettre de percer dans un tel marché. Et comme on est le producteur qui a les coûts les plus bas, on a l’avantage de leur passer devant, pour ainsi dire. Donc, il y aura une réaction de l’offre, ce qui fera remonter les prix. Il le faudra bien, pas vrai? Donc, ça ne m’empêche pas de dormir. Ça ne me tracasse pas.
Aaron Bilkoski :
Selon vous, quel est le coût marginal de l’approvisionnement pour augmenter les volumes de gaz de façon incrémentale?
Jean-Paul Lachance :
Une grande partie de nos coûts sont fixes. Si l’on examine nos coûts, on est par exemple à 50 $, je dirais que 80 % de ce montant est fixe. Les intérêts, peut-être pas les redevances bien sûr, mais quelque part dans les coûts d’exploitation, je dirais qu’environ 50 % sont fixes. De mémoire, je ne sais pas, 1,20 $, quelque chose comme ça, peut-être un dollar, peut-être un peu moins. Au-delà, il n’est pas très logique de produire sur le long terme. Là, ce sont juste les coûts d’exploitation. Je parle maintenant des coûts en espèces, de l’exploitation, du développement que l’on peut trouver [inaudible 00:21:09] en dollars. Tout cela représente deux dollars, peut-être 2,50 $. C’est pourquoi on aime le juste milieu : 3,50 $ à 4 $ est un bon chiffre à viser. Ce n’est pas l’idéal pour certains producteurs qui ont une structure de coûts plus élevée et qui ne sont pas aussi doués pour [inaudible : 00:21:24] que nous. Cela les empêche quelque part de trop se développer, mais cela crée certainement une situation très rentable pour nous. N’est-ce pas?
Aaron Bilkoski :
Pour conclure, j’ai une question générale à vous poser. LNG Canada sera bientôt opérationnelle. Selon vous, quelle incidence cela aura-t-il sur le BSOC en général, et est-ce que cela modifie la façon dont vous envisagez d’accroître les volumes là-bas à l’avenir?
Jean-Paul Lachance :
Je m’attends à ce que ce soit constructif. Je pense que chaque fois qu’on peut envoyer deux milliards de pieds cubes par jour à un autre client, c’est bon pour les affaires, plutôt que d’avoir un seul client et d’être en quelque sorte captif de l’approvisionnement en gaz des États-Unis ou de l’est du Canada. Et on a toujours été des preneurs de prix. Donc je crois que c’est une bonne chose. C’est généralement une bonne chose, mais on est aussi doués pour accroître la production dans la mesure où deux milliards de pieds cubes partent vers la côte ouest. Je pense qu’on est assez doués pour accroître la production et qu’on peut reboucher assez rapidement. Combien de temps, un an, deux ans, peut-être quelques mois. Vous savez, on a été capables de le faire par le passé. Je ne sais pas si on a encore l’infrastructure pour le faire en ce qui concerne les services et tout le reste, mais j’ai mon idée.
Je pense donc que les prix seront certainement constructifs, tout comme la situation d’ensemble. On sort de l’hiver avec beaucoup de réserves. On est presque à pleine capacité. À la sortie de l’hiver, je veux dire. Il faut d’abord qu’on ait un hiver. Si on n’a pas d’hiver, ça pourrait être très difficile. À l’approche de l’hiver, il y a beaucoup de réserves, alors il faut voir. On doit voir notre hiver en premier. Mais, de façon générale, ce sera une bonne chose pour l’entreprise. Je pense qu’on verra beaucoup de producteurs, et c’est déjà le cas, beaucoup de producteurs sont prêts ici aussi. Ils vont connaître une croissance. La vitesse à laquelle elle se produira et le temps qu’ils mettront à compenser le gaz qui part vers l’ouest seront les points les plus intéressants.
Quand cela commencera-t-il? Est-ce que ce sera au milieu... Il est indiqué là mi 2025. Vraiment? J’ai toujours dit que comme on est délibérément peu exposés à l’écomarché, ce qui nous enthousiasme le plus, c’est le GNL produit aux États-Unis, et je pense que cela aura tout de même un effet positif sur le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, car chaque fois que l’on pourra extraire du gaz des États-Unis au large de la côte là-bas, cela aidera aussi nos marchés. Cela va aider nos exportations, n’est-ce pas? Ça va améliorer Dawn, ça va améliorer les marchés à l’est. Ce sera donc une bonne chose pour nous aussi. N’est-ce pas? Du moment qu’on peut y accéder. Je pense que tout le GNL, pas seulement LNG Canada, sera avantageux pour nous à long terme.
Aaron Bilkoski :
Très bien. Merci de vous être joint à nous. Je vous en suis reconnaissant.
Jean-Paul Lachance :
Merci de m’avoir invité. C’était amusant.
Locuteur 1 :
Merci d’avoir été des nôtres. Ne manquez pas le prochain épisode du balado Insights de TD Cowen.

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