Czy ceny ropy mogą spaść w czwartym kwartale?

Chociaż pasek kontraktów terminowych tego nie odzwierciedla, wielu przewiduje znacznie zaostrzenie rynku ropy w czwartym kwartale. Jeff Currie z Goldman Sachs przewiduje, że ceny osiągną poziom 110 USD w trzecim kwartale, zgodnie z przewidywaniami IEA, że rynek znacznie się wtedy zacieśni, jak pokazuje poniższy wykres. Zasadniczo świat będzie musiał albo zmniejszyć zapasy o 1.6 mb/d w drugiej połowie tego roku, albo OPEC+ musi zwiększyć produkcję o tyle, albo ceny wzrosną, jeśli sprawdzą się przewidywania MAE.

Tak, jest tarcie, jak powiedział Hamlet podczas grillowania. IEA, podobnie jak wszyscy inni dokonujący prognoz krótkoterminowych, musi przyjmować liczne założenia dotyczące zachowania różnych rządów, co znacznie zwielokrotnia niepewność co do równowagi rynkowej. Poniższa tabela przedstawia przewidywane zmiany głównych zmiennych. Na uwagę zasługują przede wszystkim oczekiwania na spadek o 1 mb/d z rosyjskiej ropy, który opiera się na założeniu, że sankcje i limit cenowy zmniejszą ich sprzedaż. Jak dotąd wydaje się to wątpliwe, w takim przypadku równowaga byłaby znacznie mniej napięta.

Jednym z mało zauważalnych zmian jest zmiana w odwiertach w krajach takich jak Angola i Nigeria. Ich produkcja w styczniu była o 840 tb/d niższa od przyznanej im kwoty, co było czynnikiem wspierającym ceny w ubiegłym roku. Wynika to wyłącznie z niskiej liczby wierceń podczas pandemii, zwłaszcza w Nigerii, gdzie liczba wierceń spadła z piętnastu lat wiertniczych w 2019 r. do siedmiu w 2021 r. W styczniu liczba platform wiertniczych wzrosła do trzynastu, podczas gdy Angola, gdzie liczba platform średnio cztery w ciągu ostatnich kilku lat, obecnie działa dziewięć.

Ta zwiększona aktywność powinna przywrócić część produkcji utraconej od czasu pandemii; Poziomy produkcji w 2019 r. były zasadniczo takie same jak obecna kwota. Oczywiście wyższa produkcja nie nastąpi z dnia na dzień, a całkowita strata nie zostanie całkowicie odrobiona w krótkim okresie, ale do końca 2023 r. produkcja może być o 300-400 tb/d wyższa niż obecnie.

Dodajmy do tego zwiększoną produkcję z Wenezueli, gdzie Chevron już zwiększył produkcję o 40 tb/d do 90 tb/d, czyli około połowy mocy produkcyjnych. Conoco, ENI i Repsol, inni historyczni operatorzy w Wenezueli, wykonali ruchy, które mogą przywrócić część ich operacji. Ostatecznym skutkiem może być wzrost produkcji w Wenezueli o kolejne 200-300 tb/d do końca roku, choć może to być optymistyczne. Jeśli kraj może zwiększyć koszty utrzymania, można by wyprodukować jeszcze więcej, ale sytuacja polityczna i prawna nie sprzyja temu, przynajmniej nie szybko.

Wreszcie rosyjski sektor naftowy będzie kluczem do równowagi rynkowej pod koniec 2023 r. Jeśli rosyjska produkcja spadnie „tylko” o 400 tb/d, inni członkowie OPEC+ nie będą musieli zwiększać produkcji. To dobrze, bo nie wiadomo, czy będą chcieli to zrobić. Jeśli Brent wzrośnie o 10 USD za baryłkę, czy producenci z Zatoki Perskiej zwiększą produkcję? To prawdopodobnie wymagałoby zgody OPEC+, co może być trudne do osiągnięcia, ale jeśli Saudyjczycy szczególnie tego chcą, innym trudno byłoby temu zapobiec. Saudyjczycy są siłą, której nie można się oprzeć, a inni są bardziej upartym obiektem niż niewzruszonym.

Przyjmując umiarkowanie optymistyczne założenie o wydobyciu z Angoli, Iranu, Nigerii i Wenezueli, gdzie produkcja na koniec roku wzrosła o 600 tb/d, oznacza to dodatkowe zapasy na poziomie prawie 100 mln baryłek. A jeśli przyjąć, że rosyjskie dostawy w trzecim kwartale są o 500 tb/d wyższe niż zakłada IEA dla trzeciego kwartału io 750 tb/b wyższe w czwartym kwartale, dodaje się kolejne 120 mln baryłek do zapasów, a poniższy rysunek pokazuje tę korektę.

Jednak zakłada to również, że cała dodatkowa podaż trafia do krajów OECD, a ponieważ konsumują one mniej niż połowę globalnej sumy, odpowiednie dostosowanie liczb nie byłoby nierozsądne. W takim przypadku zapasy OECD spadłyby o około 100 milionów baryłek do końca roku. To poważnie zmniejsza napięcie rynku widoczne w założeniach IEA, ale nie przekłada się na nadwyżkę.

Nadal istnieje ogromne pole do niespodzianek zarówno po stronie popytu, jak i podaży, które mogą dość znacząco wpłynąć na wyniki. Priorytetami dla obserwatorów rynku powinny być: rosyjskie dostawy, chiński popyt i produkcja ropy łupkowej w USA, w tej kolejności, gdzie kończy się rynek ropy. Jednak przy braku silnego popytu lub niespodzianek po stronie podaży rynek nie wydaje się być wyjątkowo napięty do końca roku.