Jesteśmy w połowie pierwszego miesiąca nowego roku i wzrost cen ropy naftowej nie wykazuje oznak spowolnienia. Kontrakty terminowe na ropę naftową wzrosły o 12% w pierwszych dwóch tygodniach handlowych nowego roku, do czego przyczyniło się kilka czynników, w tym ograniczenia dostaw, obawy przed rosyjskim atakiem na sąsiednią Ukrainę oraz rosnące oznaki, że wariant Omicron nie będzie tak destrukcyjny, jak się obawiano.
Kontrakty terminowe na ropę Brent osiągnęły poziom 1.59 USD, czyli 1.9%, wyżej podczas piątkowej sesji, osiągając najwyższy od dwóch i pół miesiąca poziom 2 USD za baryłkę, zyskując 1% w ciągu tygodnia, podczas gdy ropa naftowa US West Texas Intermediate zyskała 2 USD, czyli 86.06% 5.4 dolarów za baryłkę, co oznacza wzrost o 1.70% w ciągu tygodnia. Zarówno kontrakty terminowe Brent, jak i WTI po raz pierwszy od końca października znalazły się na obszarze wykupienia.
"Osoby patrzące na wszystko z szerszej perspektywy zdają sobie sprawę, że globalna sytuacja między podażą a popytem jest bardzo napięta, co daje rynkowi solidny impuls” – dodał. Powiedział Reutersowi Phil Flynn, starszy analityk w Price Futures Group.
„Jeśli weźmie się pod uwagę, że OPEC+ wciąż nie jest blisko wykorzystania swojego całkowitego limitu, ta zawężająca się poduszka może okazać się czynnikiem najbardziej optymistycznym dla cen ropy w nadchodzących miesiącach” – dodał. Analityk PVM powiedział Stephen Brennock.
Rzeczywiście, kilka banków prognozowało, że ceny ropy naftowej w tym roku wyniosą 100 dolarów za baryłkę, przy czym oczekuje się, że popyt przewyższy podaż, w dużej mierze dzięki ograniczonym mocom OPEC.
Morgan Stanley przewiduje, że w trzecim kwartale tego roku ropa Brent osiągnie poziom 90 dolarów za baryłkę, natomiast JPMorgan prognozuje, że cena ropy osiągnie w tym roku 125 dolarów za baryłkę i 150 dolarów w 2023 roku. Tymczasem starszy wiceprezes Rystad Energy ds. analiz, Claudio Galimberti, twierdzi, że gdyby OPEC był zdyscyplinowany i chciał utrzymać ciasny rynek, mógłby podnieść ceny do 100 dolarów.
OPEC+ znalazł się ostatnio pod presją kilku kwartałów, w tym administracji Bidena, konieczności szybszego zwiększania produkcji, aby złagodzić niedobory dostaw i powstrzymać spiralę cen ropy. Organizacja boi się jednak zepsuć imprezę dotyczącą cen ropy poprzez podjęcie jakichkolwiek nagłych lub dużych posunięć, mając wciąż świeżo w pamięci ubiegłoroczny załamanie cen ropy.
Być może jednak przeceniliśmy siłę, jaką dysponuje kartel, aby na bieżąco zwiększać produkcję.
Źródło: Reuters
Według najnowszego raportu w tej chwili zaledwie garstka członków OPEC jest w stanie spełnić wyższe limity produkcyjne w porównaniu z obecnymi limitami wydobywczymi.
Amrita Sen z Energy Aspects powiedziała agencji Reuters, że jedynie Arabia Saudyjska, Zjednoczone Emiraty Arabskie, Kuwejt, Irak i Azerbejdżan są w stanie zwiększyć swoją produkcję, aby spełnić ustalone kwoty OPEC, podczas gdy pozostałych ośmiu członków prawdopodobnie będzie miało trudności z powodu ostrych spadki produkcji i lata niedoinwestowania.
Niedoinwestowanie hamuje ożywienie gospodarcze
Według raportu najbardziej ucierpieli afrykańskii giganci naftowi – Nigeria i Angola – od ponad roku oba te podmioty pompują średnio o 276 kb/s poniżej swoich kwot.
Według danych Refinitiv oba kraje dysponują łącznym kontyngentem OPEC wynoszącym 2.83 mln baryłek dziennie, ale Nigeria nie zrealizowała swojego limitu od lipca ubiegłego roku, a Angola – od września 2020 r.
W Nigerii pięć lądowych terminali eksportowych prowadzonych przez głównych producentów nafty o średniej wielkości produkcji wynoszącej 900,000 20 baryłek dziennie przeładowało w lipcu o XNUMX% mniej ropy w porównaniu z tym samym okresem ubiegłego roku pomimo złagodzenia kwot. Spadki wynikają z niższej produkcji ze wszystkich złóż lądowych zasilających pięć terminali.
Powiązane: Rosnące ceny litu przyprawiają producentów samochodów elektrycznych o ból głowy
Właściwie tylko francuski major naftowy Całkowita energiaEn„(NYSE:TTE) nowe, głęboko podmorskie pole naftowe i terminal eksportowy Egina umożliwiły szybkie zwiększenie produkcji. Ponowne odkręcenie kranów okazało się większym wyzwaniem, niż wcześniej sądzono, ze względu na niedobór pracowników, ogromne zaległości w konserwacji i ograniczone przepływy pieniężne.
Rzeczywiście, może minąć co najmniej dwa kwartały, zanim większość firm będzie w stanie nadrobić zaległości w zakresie konserwacji, które obejmują wszystko, od serwisowania studni po wymianę zaworów, pomp i odcinków rurociągów. Wiele firm opóźniło się także z realizacją planów dodatkowych odwiertów, aby utrzymać stabilną produkcję.
Angola nie radzi sobie wcale lepiej.
W czerwcu minister ropy Angoli Diamantino Azevedo obniżył docelowe wydobycie ropy na 2021 r. do 1.19 mln baryłek dziennie, powołując się na spadki wydobycia na dojrzałych złożach, opóźnienia w odwiertach spowodowane Covid-19 oraz „wyzwania techniczne i finansowe” w głębinowych poszukiwaniach ropy. To prawie 11% poniżej kwoty OPEC wynoszącej 1.33 mln baryłek dziennie i znacznie odbiegającej od rekordowego szczytu wynoszącego 1.8 mln baryłek dziennie w 2008 roku.
Ten południowoafrykański naród od lat boryka się z trudnościami, gdyż jego pola naftowe stale się kurczą, a budżety na poszukiwania i wiercenia nie nadążają za nimi. Wydobycie na największych polach Angoli rozpoczęło się około dwie dekady temu, a szczyt wydobycia na wielu z nich ma już za sobą. Dwa lata temu kraj przyjął szereg reform mających na celu pobudzenie poszukiwań, w tym umożliwienie firmom wydobywania z marginalnych złóż sąsiadujących z już eksploatowanymi. Niestety pandemia zahamowała skutki tych reform i do maja w kraju nie uruchomiła się ani jedna platforma wiertnicza, co zdarzyło się po raz pierwszy od 40 lat.
Na razie do pracy wznowiły zaledwie trzy platformy wiertnicze na morzu.
Spadek łupków
Ale nie tylko producenci z OPEC walczą o zwiększenie wydobycia ropy.
W znakomitym artykule wiceprezes IHS Markit Dan Yergin zauważa, że prawie nieuniknione jest, że wydobycie z łupków ulegnie odwróceniu i zmniejszy się z powodu drastycznych cięć w inwestycjach, a następnie ożywi się w wolnym tempie. Odwierty naftowe z łupków zanikają w wyjątkowo szybkim tempie i dlatego wymagają ciągłych wierceń w celu uzupełnienia utraconych zasobów.
Rzeczywiście, norweska firma konsultingowa Rystad Energy ostrzegła niedawno, że potwierdzone zasoby Big Oil mogą wyczerpać się w ciągu mniej niż 15 lat, ponieważ wyprodukowane ilości nie zostaną w pełni zastąpione nowymi odkryciami.
Zdaniem Rystada, potwierdzone zasoby ropy i gazu przez tzw. koncerny Big Oil, czyli ExxonMobil, BP spółka z ograniczoną odpowiedzialnością (NYSE:BP), Powłoka (NYSE:RDS.A), Szewron (NYSE:CVX), TotalEnergys SE (NYSE:TTE) oraz Eni SpA (NYSE:E) spadają, ponieważ produkowane wolumeny nie są w pełni zastępowane nowymi odkryciami.
To prawda, że jest to problem bardziej długoterminowy, którego skutki mogą nie być odczuwalne wkrótce. Jednak przy rosnącym nastawieniu do inwestycji w ropę i gaz, trudno będzie zmienić tę tendencję.
Eksperci ostrzegają, że sektor paliw kopalnych może pozostać w depresji z powodu wielkiego wroga: wartego bilion dolarów megatrendu ESG. Istnieje coraz więcej dowodów na to, że spółki o niskich wynikach w zakresie ESG płacą za to cenę i są coraz częściej odrzucane przez społeczność inwestorów.
Według badania Morningstar inwestycje w ESG osiągnęły rekordową kwotę 1.65 biliona dolarów w 2020 r., a największy na świecie zarządzający funduszami: BlackRock Inc. (NYSE:BLK), zarządzająca aktywami o wartości 9 bilionów dolarów (AUM), wspierająca dezinwestycje z zakresu ESG oraz ropy i gazu.
Michael Shaoul, prezes i dyrektor generalny Marketfield Asset Management, powiedział Bloomberg TV, że ESG jest w dużej mierze odpowiedzialne za opóźnione inwestycje w ropę i gaz:
"Akcjom spółek energetycznych daleko do poziomu z 2014 r., kiedy ceny ropy naftowej utrzymywały się na obecnym poziomie. Jest ku temu kilka bardzo dobrych powodów. Po pierwsze, przez dekadę było to okropne miejsce. Drugim powodem jest presja ESG, na którą wywiera się wielu menedżerów instytucjonalnych, co sprawia, że chcą oni bagatelizować inwestycje w wielu z tych obszarów”.
W rzeczywistości amerykańskie spółki z branży łupkowej stoją obecnie przed prawdziwym dylematem po tym, jak wyrzekły się nowych odwiertów i nadały priorytet dywidendom i spłatom długów, a mimo to ich zapasy produktywnych odwiertów w dalszym ciągu spadają.
Według amerykańskiej Agencji Informacji o Energii w lipcu 5,957 r. w Stanach Zjednoczonych wykonano 2021 odwiertów, ale niezakończonych odwiertów (DUC), co stanowi najniższy wynik od listopada 2017 r. z prawie 8,900 w szczytowym okresie w 2019 r. Przy takim tempie producenci łupków będą musieli znacznie zwiększyć liczbę wierceń nowych odwiertów, aby utrzymać obecny poziom wydobycia.
Jeśli potrzebujemy więcej dowodów na to, że wiertnicy łupkowi trzymają się swojej nowo odkrytej psychologii dyscypliny, dostępne są najnowsze dane z EIA. Dane te pokazują gwałtowny spadek DUC w większości głównych amerykańskich regionów produkujących ropę na lądzie. To z kolei wskazuje na większą liczbę ukończonych odwiertów, ale mniejszą liczbę nowych wierceń. Prawdą jest, że wyższy wskaźnik ukończenia produkcji prowadzi do wzrostu wydobycia ropy naftowej, szczególnie w permie; jednak ukończenie tych wydobyć gwałtownie obniżyło zapasy DUC, co może ograniczyć wzrost wydobycia ropy w Stanach Zjednoczonych w nadchodzących miesiącach.
Oznacza to również, że wydatki będą musiały wzrosnąć, jeśli łupki mają dotrzymać kroku spadkom wydobycia. Więcej będzie musiało pojawić się w Internecie, a to oznacza więcej pieniędzy.
Alex Kimani dla Oilprice.com
Więcej najlepszych odczytów z Oilprice.com:
Przeczytaj ten artykuł na OilPrice.com
Źródło: https://finance.yahoo.com/news/oil-market-already- looking-beyond-220000271.html