Pośród byków i niedźwiedzi

Pesymizm dotyczący cen ropy może być źródłem możliwości

Ten artykuł dostępny jest także w: angielski francuski włoski

Ceny ropy wciąż są zmienne, jednak w ostatnich tygodniach zaczęły piąć się w górę po spadku do najniższych poziomów od czasu globalnego kryzysu finansowego z lat 2008–2009. Fred Fromm, wiceprezes i zarządzający portfelami inwestycyjnymi we Franklin Equity Group, miał niedawno okazję uczestniczyć w ważnym spotkaniu poświęconym analizom tego sektora z udziałem przedstawicieli spółek i inwestorów. W tym artykule, Fred Fromm dzieli się wnioskami z tego spotkania, przedstawia swój punkt widzenia na relację podaży i popytu na światowych rynkach ropy, wskazuje obszary, w których dostrzega potencjalne możliwości, a także tłumaczy, dlaczego dominujący wśród inwestorów pesymizm może, jego zdaniem, zasiewać ziarno stopniowego odbicia.

Fred Fromm
Fred Fromm

Fred Fromm
Wiceprezes, analityk
Zarządzający portfelami inwestycyjnymi
Franklin Equity Group

W pierwszym kwartale zaczęły pojawiać się pewne oznaki optymizmu po tym, jak ceny ropy spadły do poziomów niemal najniższych od 13 lat. Dwa największe problemy przemysłu naftowego, czyli nadpodaż i strach przez słabnącym popytem, wciąż są aktualne, ale popyt najwyraźniej nadal jest solidny, a spółki eksploatujące złoża łupkowe w USA i inni producenci znacząco ograniczyli swe wydatki kapitałowe. Jednocześnie większość prognoz przewiduje spadek ogólnoświatowej produkcji do końca 2016 r.

W marcu referencyjny indeks cen spotowych ropy naftowej West Texas Intermediate (WTI) zanotował największy miesięczny wzrost od niemal roku, co przełożyło się na umiarkowany wzrost za pierwszy kwartał o 3,5% (do 38,32 USD za baryłkę), pomimo zrównoważonego wzrostu zapasów od połowy stycznia i ciągłego braku jakiegokolwiek sformalizowanego planu utrzymania lub ograniczenia produkcji przez kraje zaliczane do największych producentów ropy.[1] Ceny międzynarodowe mierzone brytyjskimi kontraktami terminowymi futures na ropę Brent uwzględniały większą premię za ryzyko geopolityczne w porównaniu z cenami WTI i poszły w górę o 6,2% w pierwszym kwartale do poziomu nieznacznie niższego niż 40 USD za baryłkę.[2] Spekulacje o ewentualnych cięciach lub stabilizacji produkcji przez Organizację Krajów Eksportujących Ropę Naftową (OPEC) w celu pobudzenia cen były jedną z kluczowych przyczyn wyjątkowo mocnego odbicia cen ropy, podobnie jak ciągłe obniżanie wydatków przez producentów, spadki produkcji w USA (połączone z obniżeniem planów produkcji na 2016 r.), gromadzenie mniejszych ilości zapasów oraz znaczący wzrost popytu na benzynę w USA (o ponad 6% od marca 2015 r.).[3] Te siły przyczyniły się do wzrostu cen ropy naftowej w USA o 46% w porównaniu z zanotowanym 11 lutego minimum sięgającym 26,21 USD za baryłkę.[4] Silne odbicie (podobnie jak poprzedzające je załamanie) wywołało nerwowość niektórych traderów i analityków, którzy stwierdzili, że zmiany były wywołane przede wszystkim przez oczekiwania poprawy sytuacji, a nie rzeczywiste zmiany czynników fundamentalnych związanych z podażą i popytem. Pogląd ten miał częściowo swoje źródło w zorganizowanym 17 kwietnia w katarskim Doha spotkaniu pomiędzy dominującą w OPEC Arabią Saudyjską a producentami spoza OPEC na czele z Rosją. Podczas tego szczytu producenci reprezentujący ok. 50% ogólnoświatowej produkcji ropy omawiali warunki porozumienia w sprawie „zamrożenia” produkcji w celu przyspieszenia odbicia cen ropy. Spotkanie nie przyniosło jednak, jak wielu się spodziewało, większych efektów, a równoważenie sytuacji rynkowej pozostawiono samemu rynkowi, co właśnie teraz następuje.

W ujęciu ogólnym, wzrost globalnego popytu na ropę naftową zwolnił w ujęciu kwartał do kwartału, natomiast ogólnoświatowe poziomy zapasów spadły w okresie od początku roku do końca lutego.[5] Całkowita produkcja ropy w USA spadała wraz ze spadkiem liczby aktywnych szybów i na koniec marca wyniosła 9,04 mln baryłek dziennie. W porównaniu z tym samym okresem w roku ubiegłym oznacza to spadek o 384 tys. baryłek dziennie.[6] Pomimo ograniczonej produkcji, całkowite zapasy ropy w USA zanotowały pod koniec marca nowy rekord wynoszący 534,8 mln baryłek (+13,4% w porównaniu z rokiem ubiegłym), pomimo niekorzystnego wpływu spadku dynamiki importu.[7] Trzy miesiące po zniesieniu przez Stany Zjednoczone zakazu eksportu ropy po 40 latach, coraz większe ilości amerykańskiej ropy naftowej zaczęły docierać praktycznie do wszystkich zakątków światowego rynku, w tym do Francji, Niemiec, Holandii, Izraela, Chin czy Panamy, co mogło w pewnym stopniu złagodzić presję na gromadzenie zapasów krajowych.[8]

Ceny ropy w pierwszym kwartale zyskały dodatkowe wsparcie ze strony nieplanowanych ograniczeń produkcji w takich miejscach, jak Nigeria, Irak (Kurdystan) i Zjednoczone Emiraty Arabskie, pokrywania krótkich pozycji i transakcji technicznych oraz oczekiwań sezonowego wzrostu popytu na benzynę, które z kolei wzmocniły prognozy popytu na ropę. Aktualne prognozy na 2016 r. odzwierciedlają potencjalnie rekordowe poziomy popytu na benzynę w Stanach Zjednoczonych.[9] Globalna podaż ropy również wydaje się być bardziej ograniczona, niż do tej pory sądzono. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA), w ubiegłym roku liczba baryłek ropy nieujętych w oficjalnych danych wzrosła do najwyższego poziomu od 17 lat, co może oznaczać popyt przewyższający wstępne szacunki, słabszą podaż lub kombinację obydwu czynników. To pokazuje jak niedoskonałe są dane dotyczące ropy naftowej i jakie może być znaczenie rozbieżności w czasach, gdy nadpodaż jest najważniejszym tematem w całej branży naftowej. W ubiegłym roku szacowana nadpodaż rzędu 800 tys. baryłek ropy dziennie nie była uwzględniona w danych o dostępnych zasobach.[10]

Członkowie działającego w ramach Franklin Equity Group zespołu analityków ds. rynków surowcowych oraz specjaliści ds. inwestycji związanych z energetyką i surowcami z Franklin Templeton Fixed Income Group, Templeton Equity Group, Templeton Emerging Markets Group i innych grup uczestniczyli w marcu w jednej z najważniejszych konferencji analitycznych w branży energetycznej. Mieliśmy okazję posłuchać prezesów i innych przedstawicieli zarządów przedsiębiorstw energetycznych z całego świata. Udział w tego typu wydarzeniach to ważny element rozwoju współpracy pomiędzy naszymi globalnymi zespołami analitycznymi. Zgromadziliśmy aktualne informacje o tym jak spółki radzą sobie w warunkach niższych cen, o wyzwaniach, z jakimi się zmagają i o potencjalnych możliwościach, jakie mogą być przed nimi. Według jednego z ogólnych wniosków, do jakich doszliśmy podczas konferencji, utrzymywanie się produkcji w USA na stabilnym poziomie jest częściowo wynikiem odchodzenia od rynków o mniejszej wydajności szybów/odwiertów i przesunięcia środka ciężkości w kierunku rynków o większej wydajności (tzn. od formacji łupkowych Bakken w kierunku formacji permskich) oraz koncentracji na możliwościach oferujących największy potencjalny zwrot ekonomiczny w każdym zagłębiu ropy naftowej. Ta dynamika stworzyła wrażenie, że produkcja nie reaguje na spadek liczby aktywnych szybów naftowych. Jeżeli ceny surowca zaczną rosnąć, dalszy wzrost wydajności będzie najprawdopodobniej ograniczony przez wpływ odwrócenia się tego trendu, gdy producenci zaczną w większym stopniu eksploatować także mniej wydajne i droższe złoża.

Na obecnym etapie przypuszczamy, że nie pozostało już zbyt wiele przestrzeni na podnoszenie wydajności poprzez skracanie czasu wykonywania odwiertów czy redukcję kosztów, choć wciąż można poprawić wskaźniki produkcji poszczególnych szybów czy zwiększyć ilość ropy wydobywanej z pojedynczego złoża (w odróżnieniu od skracania czasu czy ograniczania kosztów). Jednocześnie uważamy, że popyt na benzynę wciąż jest solidny, produkty destylacji ropy naftowej także cieszą się stabilnym popytem, a marże odbijają się od minimów zanotowanych w poprzednich miesiącach bieżącego roku. Na podstawie wiedzy pozyskanej od innych przedstawicieli tej branży oraz naszych własnych wewnętrznych analiz zidentyfikowaliśmy kilka dodatkowych ważnych tematów, które obserwujemy.

Temat: Produkcja w Iranie/Iraku

Poza Iranem i Irakiem nie ma obecnie zbyt wielu źródeł dodatkowej podaży, która mogłaby nagle wejść na rynek w najbliższej przyszłości. Rosnąca produkcja w którymkolwiek z tych dwóch krajów mogłaby przedłużyć przecenę w sektorze energetycznym. Według powszechnego przekonania, Irak jest na przegranej pozycji w związku z ograniczonymi przepływami pieniężnymi/wydatkami oraz potrzebą wykorzystania rurociągu pompującego wodę w celu znaczącego zwiększenia produkcji, natomiast Iran będzie potrzebował znaczących inwestycji i dużo czasu, by osiągnąć swe cele. Iran byłby atrakcyjny dla największych zdywersyfikowanych i zintegrowanych koncernów energetycznych na świecie, gdyby warunki kontraktów były lepsze niż te w Iraku, jednak nie sądzimy, by było to prawdopodobne. Większość analityków uważa, że kraj ten mógłby zwiększyć produkcję o ok. 500 tys. baryłek dziennie, zanim niezbędne staną się znaczące inwestycje, co jednak nie dorównuje aktualnym oczekiwaniom i celom tego kraju zakładającym podniesienie produkcji o 1 mln baryłek dziennie.

Temat: Solidne bilanse

W naszej ocenie, największe zintegrowane koncerny naftowe wydają się mieć względnie solidną pozycję pod względem elastyczności bilansów i potencjalnej zdolności do utrzymania lub podnoszenia produkcji w obliczu znaczącej redukcji wydatków kapitałowych, gdy projekty o długim cyklu życiowym będą stopniowo realizowane. Dominujące na rynku przedsiębiorstwa mają także możliwość przejmowania aktywów od podmiotów poturbowanych przez rynkową dekoniunkturę oraz zwiększania wydatków na krótkoterminowe projekty realizowane w trakcie ożywienia.

Temat: Wydatki i cięcia kosztów w branży poszukiwania złóż i produkcji ropy naftowej

Przedsiębiorstwa obsługujące pola naftowe koncentrują się na ograniczaniu niewykorzystanego potencjału i jednoczesnym utrzymaniu zdolności do reagowania na możliwe zmiany popytu. Choć nie spodziewamy się znaczącego odbicia przed 2017 r., zauważamy już pierwsze sygnały zapowiadające pewien wzrost popytu.

Rosnące wydatki w branży poszukiwania złóż i produkcji ropy naftowej stanowią poważny powód do niepokoju dla inwestorów, którzy generalnie nie są przekonani, że spółki utrzymają dyscyplinę pomimo deklarowanego racjonalnego podejścia. Uważamy, że ograniczenie aktywności po spadku cen ropy poniżej 30 USD za baryłkę prawdopodobnie przełoży się na niższe niż prognozowane przychody z pól naftowych w pierwszym kwartale, co z kolei miałoby niekorzystny wpływ na marże. Według opinii zarządów niektórych spółek, spadki kursów akcji przedsiębiorstw z branży ropy naftowej są przejawem emocjonalnej reakcji na zmienność cen surowców, a nie wynikiem pogorszenia się fundamentów samych spółek, co pozwalałoby liczyć na solidne odbicie w sektorze energetycznym na przestrzeni kilku najbliższych tygodni.

Większość przedstawicieli zarządów, z którymi się spotkaliśmy, szacowała poziom cen ropy, przy którym musieliby zwiększać wydatki/rozszerzać budżety na 50–60 USD za baryłkę. W przypadku niektórych złóż, np. złóż permskich, koszt wydobycia baryłki ropy jest niższy niż przeciętny ze względu na większy początkowy przepływ surowca i wyższe wskaźniki spodziewanego wydobycia. Przewidujemy, że ceny musiałyby wzrosnąć o 15–20% powyżej poziomu 40 USD za baryłkę, by doszło do znaczących wzrostów budżetów i wydatków. W fazie ożywienia, powrót pracowników i szybów naftowych do pracy pełną parą może zająć od sześciu do ośmiu miesięcy. Zadanie to utrudnia dodatkowo fakt, że zatrudnienie w spółkach obsługujących pola naftowe w całej branży poszukiwania złóż i produkcji surowców energetycznych znacząco spadło w porównaniu z poziomami szczytowymi. Przedsiębiorstwa z tej branży mogą początkowo koncentrować się w większym stopniu na naprawie bilansów, a nie podnoszeniu produkcji, co może dodatkowo opóźnić wzrost aktywności, a spółki mogą wahać się przed zwiększaniem wydatków w porównaniu z poziomami przewidzianymi w budżetach, gdy podejmowane działania nie znajdą pełnego odzwierciedlenia w danych o produkcji przed 2017 r.

Trudno nam dostrzec większe możliwości w obszarze niższych kosztów, ponieważ wszystkie nisko wiszące owoce na tych drzewach zostały już najwyraźniej zerwane. Co więcej, koszty obsługi mogą wzrosnąć wraz z przyspieszeniem dynamiki działalności wiertniczej, co może być korzystne dla spółek obsługujących pola naftowe, ale jednocześnie niekorzystne dla przedsiębiorstw zajmujących się poszukiwaniem złóż i produkcją surowca. Te ostatnie z wahaniem podchodzą do wywierania nacisku na usługodawców, by ci zaoferowali niższe ceny, ponieważ wiele spółek obsługujących pola naftowe już pracuje poniżej poziomu opłacalności, a producenci chcą zapewnić odpowiedni potencjał usługowy i konkurencyjność na tym rynku, gdy czynniki fundamentalne zaczną się poprawiać.

Temat: Podmorski potencjał?

Zgodnie z powszechnie dominującym przekonaniem, możliwości eksploatacji złóż podmorskich są mniej atrakcyjne w porównaniu z eksploatacją niekonwencjonalnych złóż lądowych, w tym łupków, których wydobycie wymaga zaawansowanych prac wiertniczych i technik produkcji surowca ze złóż, których wykorzystanie było wcześniej nieuzasadnione z ekonomicznego punktu widzenia. Przedstawiciele zarządów zintegrowanych koncernów naftowych wierzą jednak, że eksploatacja złóż podmorskich może z powodzeniem konkurować z działalnością prowadzoną na lądowych złożach łupkowych w USA. Spółki informują, że decyzje o inwestycjach w duże projekty będą ponownie podejmowane w 2017 r. po dwóch latach marazmu, gdy obecne kontrakty wygasną, a deflacja cen osiągnie poziom odbicia. Uważamy, że powinno to być korzystne dla zintegrowanych koncernów naftowych w warunkach rynkowego ożywienia. Wiele projektów związanych z eksploatacją złóż podmorskich ma uzasadnienie ekonomiczne przy obecnych cenach, warunki stawiane przez władze krajów, na których terytoriach złoża są zlokalizowane poprawiają się, a dynamika w obszarze przetargów jest względnie duża. Pewnym problemem jest jednak brak gotówki, a liczba udzielanych kontraktów jest ostatnio bardzo ograniczona, choć przedstawiciele zarządów niektórych spółek dostrzegają oznaki poprawy w tym obszarze. W ocenie przedstawicieli jednego z przedsiębiorstw, obecnie wykonuje się znacznie mniej odwiertów przy już eksploatowanych złożach podmorskich z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury — tempo wykonywania tego typu odwiertów spadło do 10 rocznie, w porównaniu z 30 rocznie w przeszłości.

Nadal dostrzegamy potencjalne możliwości wśród producentów energii wyróżniających się tanimi w eksploatacji zasobami, solidnymi zarządami, wydajnością operacyjną i mocnymi bilansami. Choć ogólne nastroje w stosunku do surowców i akcji spółek surowcowych poprawiły się w drugiej połowie pierwszego kwartału, inwestorzy wciąż sceptycznie oceniają szanse na poprawę sytuacji na rynkach surowcowych. My uważamy, że ten scenariusz może położyć fundamenty pod dalsze wzrosty w przyszłości. W naszej ocenie, ostatnia zmienność kursów akcji spółek z tego sektora podkreśla znaczenie oceny rzeczywistej wartości i selektywnego podejścia do inwestowania w sektorze surowcowym.

Źródłem najpoważniejszego ryzyka dla przebiegu procesu powrotu do rynkowej równowagi w 2016 r. jest, według nas, sytuacja makroekonomiczna, jednak wyniki naszych analiz pokazują, że ogłoszonym cięciom budżetowym i przewidywanym spadkom produkcji towarzyszy najwyraźniej solidny popyt, co sygnalizuje potencjał do wzrostu cen w krótkiej lub średniej perspektywie.

Komentarze ekspertów z Franklin Templeton Investments możesz otrzymywać bezpośrednio do swej skrzynki e-mail. Subskrybuj nasz blog Beyond Bulls & Bears.

Przedstawione komentarze, opinie i analizy wyrażają wyłącznie osobiste poglądy zarządzającego, są przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowią indywidualnych porad inwestycyjnych ani zachęty do kupna, sprzedaży ani utrzymywania jakichkolwiek papierów wartościowych czy stosowania jakiejkolwiek strategii inwestycyjnej. Informacje zawarte w niniejszym dokumencie nie mają charakteru porad prawnych ani podatkowych. Informacje zawarte w niniejszym dokumencie są aktualne wyłącznie na dzień publikacji, mogą ulec zmianie bez uprzedniego powiadomienia i nie stanowią kompletnej analizy wszystkich istotnych faktów dotyczących jakiegokolwiek kraju, regionu, rynku czy inwestycji.

Dane pochodzące z zewnętrznych źródeł mogły zostać wykorzystane na potrzeby opracowania niniejszego dokumentu. Takie dane nie zostały odrębnie zweryfikowane, potwierdzone ani poddane kontroli przez Franklin Templeton Investments („FTI”). FTI nie ponosi żadnej odpowiedzialności za jakiekolwiek straty wynikające z wykorzystania jakichkolwiek informacji zawartych w niniejszym dokumencie; inwestor może opierać swoje decyzje na przedstawionych tutaj opiniach lub wynikach analiz wyłącznie na własne ryzyko. Produkty, usługi i informacje mogą nie być dostępne pod niektórymi jurysdykcjami i są oferowane przez podmioty powiązane z FTI i/lub przez dystrybutorów, w zależności od lokalnie obowiązujących przepisów. Aby dowiedzieć się, czy dane produkty i usługi są dostępne pod określoną jurysdykcją, należy skonsultować się z profesjonalnym doradcą finansowym.

Jakie jest ryzyko?

Wszelkie inwestycje wiążą się z ryzykiem, włącznie z ryzykiem utraty zainwestowanego kapitału. Wartość inwestycji może rosnąć lub spadać i istnieje ryzyko utraty części zainwestowanych środków. Inwestowanie w portfel koncentrujący się na sektorze surowcowym wiąże się ze szczególnym ryzykiem, związanym z takimi czynnikami, jak większa podatność na niekorzystne trendy ekonomiczne i zmiany regulacji mających wpływ na ten sektor. Inwestycje w mniejsze spółki mogą być szczególnie wrażliwe na zmiany warunków gospodarczych, a perspektywy dalszego rozwoju takich spółek są mniej pewne niż w przypadku dużych, uznanych przedsiębiorstw. Ponadto, inwestycje w takie spółki mogą charakteryzować się większą zmiennością, w szczególności w krótkiej perspektywie. Portfel może także inwestować w papiery spółek zagranicznych, z czym związane jest szczególne ryzyko, m.in. ryzyko wahań kursów walut i ryzyko niestabilnej sytuacji politycznej.

[1] Źródło: Bloomberg, L.P.

[2] Ibid.

[3] Źródło: amerykańska agencja rządowa U.S. Energy Information Administration (EIA) (Departament Energii USA).

[4] Źródło: Bloomberg, L.P.

[5] Źródło: Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA).

[6] Źródło: amerykańska agencja rządowa U.S. Energy Information Administration (EIA) (Departament Energii USA).

[7] Ibid.

[8] Ibid.

[9] Źródła: amerykańska agencja rządowa U.S. Energy Information Administration (EIA); Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA), dane na 8 marca 2016 r. Realizacja jakichkolwiek prognoz lub szacunków nie jest w żaden sposób gwarantowana.

[10] Źródło: Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA).