Aktualności

Przegląd rynku energetycznego 13.03.2019

W trakcie ostatnich dwóch tygodni notowania ropy naftowej typu Brent pozostawały w kanale cenowym ograniczonym przez wsparcie na poziomie ok. 64,85 USD/bbl oraz opór w graniach 67 USD/bbl. Do tej pory żadna próba sforsowania opisanych poziomów granicznych nie zakończyła się powodzeniem.

1. Ropa naftowa

Rynek ropy naftowej pozostaje obecnie „uwięziony” pomiędzy dwoma silnymi pozioma wsparcia i oporu. Raz po raz uczestnicy rynku próbują sforsować od góry dolne ograniczenie w granicach 64,85 USD/bbl, aby po kolejnym niepowodzeniu zaatakować poziom oporu w graniach 67 USD/bbl. Tego typu zachowanie rynku w trakcie ostatnich dni wspierane było przez napływające dane oraz komentarze. Z jednej strony, poprzez informacje potwierdzające przekraczającą ustalony wcześniej poziom redukcję wydobycia państw OPEC+, napędzane były oczekiwania inwestorów o prowzrostowym nastawieniu do rynku. Z drugiej strony natomiast tego typu ruchy tłumione były przez bardzo słabe odczyty z gospodarki chińskiej oraz z Europy, a także przez publikowane prognozy na temat potencjalnego wydobycia w USA. Pośród czynników prowzrostowych nadal znajduje się kwestia podaży ze strony Wenezueli. Rynek nieustannie dokonuje ponownych oszacowań konsekwencji trwającego tam kryzysu oraz nałożonych na wenezuelską spółkę PDVSA amerykańskich sankcji. Reuters podaje, że dane opublikowane przez PDVSA wskazują na 40% spadek eksportu z tego kierunku, będący skutkiem działań podjętych przez USA (z ok. 1,47-1,66 mln b/d do 920 tys. b/d). Co więcej, zapoczątkowany w czwartek 7 marca blackout w Wenezueli również rzucił cień na pozostałe możliwości wydobywcze. Niezwykle ważne były także słowa Ministra Energii Arabii Saudyjskiej Khalida al-Faliha – w niedzielę 10 marca, po swoim spotkaniu z indyjskim Ministrem ds. ropy naftowej, al-Falih oznajmił, że w trakcie kwietniowego spotkania państw OPEC+, nie zostanie zmieniona strategia dotycząca poziomu wydobycia ropy naftowej. W trakcie przemówienia podkreślił, że OPEC oraz państwa stowarzyszone ciągle monitorują poziom zbilansowania rynku i jeżeli zajdzie taka potrzeba, dostosują swoją strategię w trakcie czerwcowego spotkania. Minister wskazał również, na wysokie prawdopodobieństwo utrzymania w kwietniu marcowego poziomu wydobycia (ok. 9,8 mln baryłek dziennie). Wg Faliha w 2019 roku wzrost globalnego popytu na ropę naftową powinien osiągnąć 1,5 mln baryłek dziennie. Niezwykle istotny w wypowiedzi ministra był fragment na temat potencjału wydobywczego USA, który umieszczamy poniżej.

If you look at Venezuela alone you would panic, if you look at the U.S. you would say the world is awash with oil. You have to look at the market as a whole. We think 2019 demand is actually quite healthy.”

Biorąc pod uwagę osiągnięcie ponad 12 mln b/d produkcji przez USA w lutym, słowa Faliha wydają się być całkowicie uzasadnione.

Dobitnym potwierdzeniem powyższej opinii była wypowiedź CEO Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) Fatiha Birola. Przedstawiając najnowszą 5 letnią prognozę dla rynku ropy naftowej, Birol przekazał zgromadzonym na konferencji CERAWeek w Houston, że już w 2024 USA mogą stać się największym światowym eksporterem ropy naftowej. Wg raportu agencji podaż w USA ma osiągnąć poziom 16 mln baryłek dziennie. Co więcej, 70% światowego wzrostu podaży ropy oraz 75% wzrostu podaży LNG ma pochodzić właśnie ze Stanów Zjednoczonych. Birol podkreślił, że tak silna dynamika zmian będzie miała znaczący wpływ na światową geopolitykę. Podsumowaniem stosunku IEA do przyszłej podaży z łupków jest w zasadzie jedno krótkie zdanie.

„The second wave of the U.S. shale revolution is coming.”

 W raporcie IEA skupiono się również na Iraku, jako na kraju, który najprawdopodobniej generować będzie największy przyrost produkcji wśród państw OPEC.

Część rynku przedstawia jednak całkowicie odmienny pogląd na przyszłość sektora łupkowego w USA. Dr Philip K. Verleger wskazuje na kluczowe znaczenie aktywności spółek wydobywczych na rynku kapitałowym w kontekście przyszłej podaży. W swym artykule z 11 marca, powołując się na dane opublikowane na łamach The Wall Street Journal, sugeruje, że niemal dwukrotne ograniczenie emisji akcji oraz obligacji przez spółki wydobywcze może oznaczać redukcje przyszłej podaży. Na kwestie związane z finansowanie zwracają również uwagę analitycy z Rystad Energy. Na podstawie swoich badań stwierdzają, że spółki łupkowe w drugiej połowie 2018 znacząco ograniczały poziom swojego zadłużenia. Niemniej jednak, pozostałe 50% całkowitego zadłużenia będzie spłacane w ciągu następnych 7 lat, utrudniając osiągnięcie odpowiednie wielkości wolnych przepływów pieniężnych w sektorze. Zgodnie z prognozami, FCF dla spółek zaczną znacząco wzrastać dopiero po 2027 (przy założeniu cen ropy WTI w granicach 50 USD). Można więc przypuszczać, że zapowiadana przez IEA druga fala łupkowej rewolucji zostanie opóźniona z czysto finansowych względów.

Kolejnym kontrargumentem dla prognoz IEA jest opisywany przez nas w przeszłości problem „parent – child well”. Część analityków, wskazuje, że łupkowy boom w najważniejszych obszarach wydobywczych może ograniczyć produktywność odwiertów. Ograniczenie obszaru przypadającego na odwiert, będące rezultatem nadmiernej aktywności wydobywczej, po przekroczeniu pewnego punktu krytycznego, poskutkuje redukcją produktywności nowych oraz wcześniej funkcjonujących odwiertów. Według analiz Society of Petroleum Engineers, w zależności od odległości pomiędzy odwiertami, produkcja nowo powstałej jednostki może być niższa od 15% do 50%.

12 marca EIA opublikowało swój miesięczny raport Short Term Energy Outlook. Zgodnie z naszymi przypuszczeniami wartości z poprzedniego miesiąca zostały zredukowane. Obecnie wskaźnik oczekiwanego zbilansowania rynku przyjmuje wartość -0,14, co świadczy o delikatnej przewadze popytu nad podażą w oczach inwestorów. Suma zmian prognoz względem poprzedniego miesiąca wyniosła -1,26 mln baryłek (liczona dla 6 kolejnych miesięcy prognozy). W okresie do końca 2020 EIA przede wszystkim zredukowała prognozy podaży względem danych lutowych(patrz rys. 2). Poskutkowało to również obniżeniem ścieżki prognozowanych zapasów w krajach OECD standaryzowanych wielkością prognozowanego popytu (rys. 3).

Wśród informacji rzucających światło na stronę popytową, należy wyróżnić przede wszystkim dane z Chińskiej gospodarki, decyzję Europejskiego Banku Centralnego o wznowieniu programu TLTRO[1], czy też zaskakująco słabe amerykańskie Payrollsy.

8 marca chiński urząd celny przedstawił dane dotyczące handlu zagranicznego w lutym. Ponad dwudziestoprocentowy spadek exportu w ujęciu rok do roku miał potężny wpływ na notowania chińskich indeksów giełdowych. Również 5% spadek importu był zaskoczeniem dla rynku. Należy jednak pamiętać, że w tym roku w lutym, zgodnie z kalendarzem księżycowym w Chinach świętowano nadejście nowego roku. Obchody w Chinach trwają oficjalnie tydzień, lecz normą stało się wydłużanie tego okresu nawet do kilku tygodni. Tym samym zaburzona zostaje zarówno sprawozdawczość danych gospodarczy jak i sama aktywność gospodarcza w miesiącu, na który przypada Nowy Rok. Dodatkowo, efekt Nowego Roku w pewnym stopniu przesuwa w czasie aktywność gospodarczą. Często podmioty gospodarcze decydują się na zintensyfikowanie swojej działalności w miesiącu poprzedzającym. W tym roku częściowo mieliśmy do czynienia z taką sytuacją (9% wzrost eksportu w styczniu). W lutym 2018 roku natomiast eksport z Chin wzrósł o 44,5%, co znaczącą podniosło bazę dla tegorocznych odczytów. Tak silna dynamika wynikała między innymi z obaw chińskich przedsiębiorców o możliwości handlowe w kolejnych miesiącach w związku z taryfami wprowadzanymi przez USA. W wielu przypadkach decydowano się wręcz na usilne „wypychanie” na rynek swoich produktów tak długo, jak będzie to możliwe. Niemniej, nawet po wyodrębnieniu opisanych powyżej czynników neutralizujących negatywny odczyt, dane sugerują na spowolnienie w chińskim handlu.

Ze strony Europejskiego Banku Centralnego w czwartek, 7 marca napłynęła na rynek informacja o wznowieniu przez EBC programu TLTRO. Obecna runda długoterminowych pożyczek ma składać się z 7 transz, uruchamianych co kwartał od września 2019r. do marca 2021r. Okres spłaty pożyczek został ustalony na 2 lata, a ich oprocentowane będzie ustalane w oparciu o główną stopę procentową EBC. TLTRO samo w sobie nie było dla rynku zaskoczeniem, ponieważ jest to już trzecia runda programu, będącego swego rodzaju kroplówką dla systemu gospodarczego w strefie euro. Zaskoczeniem był jednak termin jego ogłoszenia. Rynek oczekiwał, iż bank centralny zdecyduje się na taki krok dopiero w przyszłości, jeżeli dojdzie do jeszcze silniejszego spowolnienia niż obecnie. Okazało się jednak, że zdaniem władz monetarnych system już teraz potrzebuje wsparcia (czy też informacji o wsparciu). Implikacją decyzji EBC była chwilowa „zapaść” kursu EURUSD, spadki europejskich indeksów giełdowych (-0,5% do -0,7%) oraz indeksów amerykańskich (S&P 500 ok. -0,81%, Nasdaq ok. -1,13%).

Rysunek 1. Kwotowania kontraktu Month Ahead dla ropy typu BRENT (ICE).

Źródło: Montel

Rysunek 2. Różnice w prognozach popytu i podaży dla okresu od marca 2019 do grudnia 2020.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych EIA STEO

Rysunek 3. Poziom zapasów ropy naftowej w państwach OECD standaryzowany względem globalnego popytu (Oil Days of Supply).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych EIA STEO

Rysunek 4. Notowania niemieckiego indeksu giełdowego DAX.

Źródło: Opracowanie własne

2. Rynek gazu i surowców powiązanych

Na rynku błękitnego paliwa nadal utrzymuje się tendencja spadkowa. Niejednokrotnie ceny wprawiane są w „dłuższy ruch” za sprawą silniejszych zmian notowań węgla. Obecnie notowania kontraktu kwietniowego dla hubu TTF kształtują się w okolicach 15,65 EUR/MWh. Kontrakt roczny z dostawą w 2020r. 8 marca potwierdził przebicie silnego obszaru wsparcia (19,90 EUR/MWh – 19,65 EUR/MWh) zniżkując aż do 18,77 EUR/MWh w dniu 13 marca. Uważamy, że kolejnym silnym obszarem wsparcia dla tego produktu będzie przedział od 18,60 EUR/MWh do 18,25 EUR/MWh. Ceny LNG na rynku azjatyckim nadal pozostają zmienną silnie wpływającą na kierunek europejskich hubów. Kwotowania z dnia 11 marca wskazują na oscylowanie azjatyckiego rynku LNG w okolicach 5,43 USD/MMBTU – 5,61 USD/MMBTU. Europa pozostaje więc niezmiennie rynkiem oferującym wyższe ceny z punktu widzenia dostawców z USA, Rosji, Norwegii, Algierii, Nigerii. Bez żadnych wątpliwości można stwierdzić, że LNG stało się jednym z najważniejszych elementów kształtujących europejskie ceny gazu. Nic więc dziwnego, że rozpoczęcie na terminalu Gate w Holandii procedury open season dla dodatkowych 2 mld m3 mocy spotkało się ze sporym zainteresowanie wśród uczestników rynku. Wielu zaznacza, że dodatkowa moc pozwoli częściowo rozwiązać problem wyłączenia złoża Groningen oraz zamknięcia sezonowego magazynu Grijpskerk – jednego z największych w Europie.

Wśród traderów coraz częściej pojawiają się opinie, że osiągnięcie przez ceny spot w marcu poziomu poniżej kwotowań kontraktów letnich oznacza, że potencjał spadkowy został już wyczerpany – naszym zdaniem powyższe stwierdzenie może być tylko częściowo słuszne, lecz nie ze względu na kształtowanie się spreadu. Po pierwsze, bazując na przeprowadzonych przez nas metodą Monte Carlo z procesem Ornsteina-Uhlenbecka symulacjach ścieżek cenowych kontraktu Month Ahead, stwierdzamy, że obecny do tej pory na rynku poziom, do którego w długim terminie zbiegają się ceny gazu, został naruszony w momencie przebicia się notowań przez obszar 20 EUR/MWh-18 EUR/MWh. Zgodnie z modelem, im dalej ceny będą znajdować się od tego poziomu, tym silniejsze będzie działanie czynnika określającego tempo powrotu procesu do wartości centralnej i tym wyższe będą szanse na zahamowanie tendencji spadkowej. Niemiej, zgodnie z modelem (a więc i z obecną do tej pory charakterystyką procesu cenowego) możliwe do zrealizowania są ścieżki, w których cena gazu ziemnego osiągnie 7 EUR/MWh. Podsumowując wnioski płynące z symulacji ścieżek cenowych, należy mieć w pamięci pewną kluczową cechę opisywanego modelu procesu powrotu do średniej. W swojej bazowej wersji zakłada on, iż punkt centralny procesu jest stały. W trakcie minionych lat założenie to mogło być prawdziwe. Jednak biorąc pod uwagę dynamiczny rozwój rynku LNG, a więc upraszczając, zmianę uwarunkowań podażowych na świecie, obecnie punkt centralny dla rynku mógł ulec zmianie.

Ponadto, należy pamiętać, że kiedy w marcu 2016 roku zapełnienie magazynów było na podobnym poziomie jak obecnie, odnotowano spadek cen gazu ziemnego do 11 EUR/MWh. Nie jest więc wykluczone, że i tym razem oddalimy się „na południe” na taką odległość. Bez najmniejszych wątpliwości „pomocne” w tym będzie spowolnienie gospodarcze w Europie oraz tendencja spadkowa cen węgla kamiennego.

Rysunek 5. Ceny LNG na azjatyckich rynkach spot.

Źródło: Thomson Reuters

Rysunek 6. Netbacks dla wybranych kierunków dostaw i destynacji.

Źródło: Opracowanie własne

Rysunek 7. Notowania kontraktu Month Ahead TTF (April 2019) (wraz z profilem wolumenowym i wartością otwartych pozycji na rynku).

Źródło: Montel

Traderzy ankietowani przez Platts wskazują na obecne na rynku przekonanie o kontynuacji trendu spadkowego cen węgla. Niektóre źródła podają, że część podmiotów w Europie próbuje opóźnić swoje dostawy do portów ARA, bądź przekierować je na inne rynki. Wśród czynników wpływających na obecny stan rynku traderzy wymieniają wysoki poziom zapasów w Indiach oraz Chinach, znaczącą podaż energii elektrycznej ze strony hydroelektrowni oraz przede wszystkim rosyjskie wydobycie połączone z „wypychaniem” urobku po niskich cenach na eksport. Wskazuje się również na niski popyt ze strony Turcji. Wśród głównych czynników wymienianych przez ankietowanych traderów znajdują się również bardzo niskie ceny gazu ziemnego, doprowadzające do zastępowania w energetycznym merit order elektrowni węglowych przez elektrownie gazowe.

Interesujące jest zestawienie wypowiedzi uczestników obu rynków. W tym samym momencie kiedy traderzy na rynku gazu wskazują na wpływ dynamiki cen węgla, na ceny błękitnego paliwa, traderzy na rynku węgla kamiennego argumentują możliwość wystąpienia dalszych spadków tendencją spadkową cen gazu ziemnego. Tym samym, analizując wypowiedzi obu grup, po raz kolejny możemy dostrzec powstawanie samonapędzającego się mechanizmu cenowego.

Zagrożeniem dla dalszych spadków cen węgla może być narastające ryzyko powodziowe wzdłuż rzeki Missisipi. Jak podają amerykańskie media ostatni okres był jednym z najbardziej obwitych w opady deszczu i śniegu dla stanów znajdujących się wzdłuż rzeki. Już teraz poziom Missisipi postawił w pełnej gotowości władze stanowe oraz powoduje utrudnienia w żegludze śródlądowej. Jeżeli dojdzie do szybkiego roztopu warstwy śniegu znajdującej się w górnych partiach rzeki, to problemy z transportem tym najważniejszym szlakiem dla USA będą miały przełożenie na rynek globalny.

[1] TLTRO (Targeted longer-term refinancing operations) – Operacje refinansujące należące do niestandardowych narzędzi polityki monetarnej Europejskiego Banku Centralnego. W ramach TLTRO bank centralny udziela bankom komercyjnym długoterminowych pożyczek, których konstrukcja ma zachęcać do wzmożenia akcji kredytowej na rzecz firm i konsumentów w strefie euro. W zależności od wielkości portfela kredytowego banki komercyjne mogą pożyczać od banku centralnego środki po stopie procentowej niższej od zwykle stosowanej.
Pośrednim celem operacji TRLTRO jest powrót inflacji do celu inflacyjnego w średnim okresie (dla Strefy Euro ok 2%).

ONICO Energia Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością S.K.A. nie ponosi żadnej odpowiedzialności wynikającej z użycia i zastosowania się do zamieszczonych w niniejszym Przeglądzie materiałów i informacji. Celem Przeglądu jest wyłącznie prezentacja historycznych danych. Materiały i informacje przedstawione w Przeglądzie zamieszczone są jedynie w celu informacyjnym. Nie stanowią one analiz finansowych, doradztwa, porady inwestycyjnej, porady prawnej, księgowej ani żadnej innej porady profesjonalnej. Potencjalni inwestorzy są całkowicie odpowiedzialni za dokonywanie własnych, niezależnych ocen i analiz produktów, inwestycji i transakcji i nie powinni polegać na informacjach zawartych w niniejszym Przeglądzie jak na poradach inwestycyjnych lub innych poradach profesjonalnych.

 Tekst i opracowanie:

Seweryn Niesporek

Zapraszamy do kontaktu

Spółka wpisana do rejestru przedsiębiorców prowadzonego przez Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy w Warszawie XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego pod nr KRS 0000418005 Kapitał zakładowy w całości opłacony, w wysokości 2 000 000 zł.
Wszelkie prawa zastrzeżone