Jakóbik: Zmierzch ropy Bidena czy odrodzenie po koronawirusie Trumpa? (ANALIZA)
Druga fala koronawirusa może zaostrzyć porozumienie naftowe, a to dopiero początek kłopotów ropy. Czy to paliwo czeka zmierzch jak twierdzi Joe Biden, czy też napędzi ono odrodzenie gospodarcze po kryzysie, jak przekonuje Donald Trump? Polska może zyskać i stracić na obu tych scenariuszach – pisze Wojciech Jakóbik, redaktor naczelny BiznesAlert.pl.
Baryłka pod wpływem lockdownów i wyborów w USA
Wieści o powrocie lockdownów w krajach zachodnich spowodowały kilkuprocentowe spadki wartości mieszanek ropy Brent i WTI. Te spadki zostały odrobione w następnych dniach, prawdopodobnie również w związku z możliwością utrzymania kursu polityki amerykańskiej w razie ponownego zwycięstwa Donalda Trumpa. Prezydentura Joe Bidena jest postrzegana jako szansa na przyspieszenie transformacji energetycznej USA oraz stopniowe odchodzenie od wydobycia ropy naftowej. – Transformowałbym gospodarkę w celu uniezależnienia jej od przemysłu naftowego, tak – potwierdził Biden w debacie prezydenckiej z Trumpem. Ten temat został potem wykorzystany w kampanii kandydata republikańskiego do pozyskania wyborców z tak zwanych stanów łupkowych na czele z Pensylwanią. Program gospodarczy obecnego prezydenta USA zakłada, że branża węglowodorowa jest i pozostanie jednym z motorów napędowych gospodarki amerykańskiej. Póki co tak faktycznie jest. Rewolucja łupkowa daje spadek emisji CO2 w Stanach i dziesiątki tysięcy miejsc pracy. Jeżeli jednak Biden ma rację, ten stan nie będzie trwał wiecznie. Do momentu publikacji tego tekstu nie były znane pełne wyniki wyborcze. Dopiero po ich publikacji okaże się, czy słowa Bidena pomogły czy zaszkodziły mu w głosowaniu. Piątego listopada o godzinie 6.30 baryłka Brent kosztowała 40,69 dolarów. Mieszanka WTI – 38,61 dolarów. Obie notowały tego dnia spadek wartości, jednak w perspektywie od drugiego listopada stale zyskiwały na cenie. Wybory prezydenckie odbyły się trzeciego listopada. Rzeczowa analiza cen ropy będzie prawdopodobnie możliwa dopiero po uwzględnieniu wyniku wyborów w cenie baryłki w przyszłym tygodniu. Jednakże oddziaływanie drugiej fali koronawirusa na cenę baryłki jest obserwowane co najmniej od drugiej połowy października, kiedy zaczęły wracać obostrzenia. To od ich skali będzie zależeć w większym stopniu cena baryłki w nadchodzących miesiącach. Jednakże zmagania sektora naftowego z koronawirusem to czynnik średnioterminowy. Świat ma nadzieje na uporanie się z pandemią w ciągu maksymalnie kilku lat. Pozostaje do rozstrzygnięcia perspektywa kilkudziesięcioletnia, która nie jest bardziej optymistyczna dla handlarzy baryłką, bo ich działalność może w przyszłości bliższej lub dalszej odejść do lamusa.
Czy Biden słusznie zwiastuje odwrót od ropy? Warto przypomnieć, że wyczerpanie złóż ropy naftowej i koniec wydobycia tego surowca były wróżone po raz pierwszy przez Mariona King Hubberta w 1956 roku. Zapowiadał wtedy szczyt wydobycia (peak oil – przyp. red.) w 1970 roku i stopniowy spadek później. W 1998 roku Colin J. Campbell i Jean F. Laherrere zaktualizowali obliczenia Hubberta i ustanowili szczyt wydobycia na lata 2004-2005. Jednak po 2010 roku ruszyła rewolucja w USA i zakwestionowała taką tezę. Amerykanie są dzisiaj eksporterami węglowodorów dzięki rozwojowi technologicznemu pozwalającemu sięgać po coraz to nowe złoża i coraz bardziej obniżać koszty wydobycia do stopnia, który pozwala niektórym odwiertom w Zagłębiu Permskim utrzymywać rentowność przy baryłce za około 30 dolarów. Te nowe możliwości uderzają w prognozę Hubberta sprzed ponad 60 lat, bo zakładała ona liniowy wzrost a potem spadek wydobycia i opierała się tylko na złożach dostępnych w 1956 roku. Tymczasem eksploracja trwa i pojawiają się kolejne źródła ropy na świecie. Są nadal różne prognozy peak oil. Rystad Energy twierdzi, że nadejdzie w 2028 roku. Międzynarodowa Agencja Energii uważa, że pandemia koronawirusa przyniesie go w latach 30. XXI wieku. Kartel naftowy OPEC utrzymuje, że szczyt pojawi się w połowie lat 40., ale w krajach rozwijających mógł już nadejść, zgodnie z tezą brytyjskiego BP, które twierdzi, że peak oil na świecie już minął. Rynek zdaje się wierzyć w zmierzch ropy, co pokazują działania firm wydobywczych dywersyfikujących działalność niczym handlarz ropą Vitol inwestujący obecnie w handel używanymi samochodami. Z drugiej strony Exxon i PGNiG nie tracą nadziei, o czym więcej poniżej. Nie tracą jej także kartele – gazowy GECF i naftowy OPEC – które opublikowały stanowisko z pierwszego w historii wspólnego posiedzenia, w którym przekonują, że węglowodory pozostaną „zawsze” istotnym elementem gospodarki niskoemisyjnej. – Chociaż obecne warunki rynkowe i lockdowny rozprzestrzeniają się na świecie, wierzymy, że przemysł gazowy i naftowy będą zawsze kluczowym elementem dążenia do niskoemisyjnego systemu energetycznego na skalę globalną oraz regionalną, a także, że wesprą odrodzenie gospodarcze po pandemii – czytamy w komunikacie GECF i OPEC z czwartego listopada. Warto przyjrzeć się zatem sytuacji na rynku ropy, a potem stanowi transformacji, która może go zmienić raz na zawsze.
Druga fala koronawirusa uderza w porozumienie naftowe
Rynek ropy obawia się nowego kryzysu cenowego. Wygląda na to, że kraje porozumienia naftowego mogą co najmniej zamrozić, a być może nawet zaostrzyć układ podnosząc skalę cięć wydobycia w ramach układu. Chociaż alternatywa w postaci wojny cenowej jest kusząca dla petrostates, które dzięki niej mogłyby maksymalizować przychody ze sprzedaży ropy, to skończyłaby się kolejnym kryzysem ceny baryłki, na którą ich budżety nie mogą sobie pozwolić.
Porozumienie naftowe OPEC+ zakładało redukcję wydobycia ropy o 9,7 mln baryłek między majem a czerwcem 2020 roku, o 7,7 mln baryłek do grudnia 2020 roku i o 5,8 mln baryłek do kwietnia 2022 roku. Rewizja parametrów układu miała być możliwa w grudniu 2021 roku. Jednak już latem doszło do zmian wskutek niewywiązywania się części sygnatariuszy z cięć. Zostali zobowiązani do nadrobienia braków, a wyższy poziom ograniczeń został przedłużony o lipiec 2020 roku. Spółka-córka Saudi Aramco o nazwie Aramco Trading ocenia, że poziom zapotrzebowania globalnego na ropę nie uzasadnia luzowania porozumienia naftowego w styczniu 2021 roku. Powodem jest druga fala koronawirusa i towarzyszące jej przywrócenie obostrzeń w części gospodarek świata z lockdownem na czele. Pomimo prognozy utrzymania się zapotrzebowania na ropę w Chinach na przełomie tego roku, dane z USA o wzroście zapasów ropy i odbudowa wydobycia w Libii sugerują wzrost nadpodaży na rynku. Niezależnie od dalszego rozwoju wypadków uspokojenie sytuacji w kraju zmarłego Muammara Kadafiego wydobycie przekroczyło 800 tysięcy baryłek dziennie. W nadchodzących miesiącach ma wzrosnąć do 1,3 mln baryłek dziennie. Mimo to Libia deklaruje chęć koordynacji polityki wydobywczej z innymi potęgami naftowymi. Nie wiadomo jednak jak na efektywność takiej współpracy wpłynie dwuwładza Trypolisu i Bengazi w dobie wojny domowej. Ten czynnik połączony z ewentualnym powrotem Iranu i Wenezueli na rynek ropy może mieć decydujące znaczenie dla efektywności porozumienia naftowego. Póki co jednak te kraje nie zdołały efektywnie współpracować na rzecz ograniczenia wpływu sankcji USA na eksport ich ropy. Eksport ropy wenezuelskiej spadł do 359 tysięcy baryłek dziennie, pozostawiając w tamtejszych portach około trzech mln baryłek wolnej przepustowości. Irańczycy i Wenezuelczycy próbują dostaw z tankowca na tankowiec w celu ominięcia obostrzeń amerykańskich, ale bez większych sukcesów.
Rozmowy OPEC+ maja się odbyć w dniach 30 listopada-1 grudnia. Energy Intel ustalił, że może wchodzić w grę trzymiesięczne wydłużenie cięć w wysokości 7,7 mln baryłek dziennie. Wydobycie ropy naftowej w sierpniu wyniosło w Rosji 9,824 mln baryłek dziennie, w Arabii Saudyjskiej – 8,892 mln baryłek dziennie, w OPEC – 24,045 mln baryłek dziennie, w USA – 10,406 mln baryłek dziennie. Wydobycie rosyjskie w październiku 2020 roku wyniosło już 9,962 mln baryłek. Warto zaznaczyć, że kwota wydobycia dla Rosjan w układzie OPEC+ wynosi 8,993 mln baryłek dziennie. Nie spotykają ich żadne konsekwencje za to, że nie wywiązują się z cięć układu. Moskwa może zatem podtrzymywać fikcję cięć na wyższym poziomie w celu windowania ceny ropy, ale nie jest powiedziane, że rynek przyjmie tę narrację. Kraje OPEC mają według Wall Street Journal optować za zaostrzeniem porozumienia naftowego grupy OPEC+ zrzeszającej producentów z kartelu i spoza niego, które ma zostać poluzowane w 2021 roku i obniżyć cięcia wydobycia z 7,8 do 5,8 mln baryłek dziennie. Jednakże Algieria, Rosja i Irak miały opowiedzieć się za utrzymaniem cięć z 2020 roku. Algieria przewodzi obecnie OPEC i już ostrzega przed nowym kryzysem cen ropy, jeżeli porozumienie naftowe nie zostanie zamrożone na pierwsze miesiące 2021 roku. Ostateczna decyzja może zapaść 17 listopada podczas spotkania wspólnej komisji monitorującej OPEC+. Minister energetyki Rosji Aleksander Nowak poinformował, że 19 listopada oceni z producentami ropy z jego kraju sytuację rynkową. Źródła nieoficjalne Reutersa sugerują, że te firmy mogą się opowiedzieć za opóźnieniem luzowania cięć porozumienia naftowego. Prezydent Rosji Władimir Putin przyznał, że „wszystkie opcje są na stole”.
Wiceminister energetyki Rosji Paweł Sorokin ocenił, że przyszłość porozumienia naftowego będzie zależała od sytuacji rynkowej w połowie listopada. Zastrzegł, że Rosja może szybko odbudować wydobycie z pomocą nowych projektów. Jeżeli wygra opcja powrotu do wojny cenowej, Rosjanie staną z nową mocą do walki o rynek z USA i innymi producentami. Część firm rosyjskich może mimo to opowiadać się za przestrzeganiem układu w celu uniknięcia nowej depresji ceny baryłki, choć i ta jest możliwa niezależnie od tego przez powrót lockdownu. Firmy rosyjskie deklarują jednak za Sorokinem elastyczność pozwalającą wrócić do większego wydobycia w razie luzowania układu. Tatnieft zamierza wydobyć w 2020 roku 25,9 mln baryłek ropy, czyli o 13 procent mniej niż rok wcześniej. Poinformował, że jest w stanie wycofać się z redukcji wydobycia ropy wynikającej z porozumienia naftowego w ciągu miesiąca lub dwóch. Ta firma projektuje budżet na 2021 roku w uzależnieniu od ceny baryłki na średnim poziomie 40-50 dolarów. Ciekawe w tym kontekście są rozmowy Łukoila o wydobyciu ropy w Iraku, kraju będącym największym maruderem porozumienia naftowego. Bagdad obiecał nadrobić zaległości w cięciach do końca roku. Jego kwota wynosi 3,6 mln baryłek dziennie. Irak miał zlecić firmom wydobywczym na jego koncesjach – Exxon Mobi, BP i właśnie Łukoilowi – obniżenie wydobycia, ale ten cel kłóci się z planem dalszego rozwoju wydobycia na złożach irackich w obliczu kryzysu ceny ropy. Po sukcesie złoża West Qurna 2 miała nastąpić eksploatacja nowego złoża Eridu, ale dotąd do niej nie doszło. Ewentualne usunięcie gorsetu porozumienia naftowego mogłoby ułatwić takie inwestycje niezbędne z punktu widzenia utrzymania przychodów ze sprzedaży ropy w petrostates jak Rosja, ale z drugiej strony wiążąca się z nim dalsza obniżka cen ropy działałaby z kolei przeciwko rentowności działania tego typu. Rosja może zatem poprzeć nową formułę porozumienia naftowego (zamrożenie, zaostrzenie) i przykręcić śrubę koncernom wyciągając od nich więcej pieniędzy. Pisze o tym Mariusz Marszałkowski. Z kolei kraje OPEC+ mogą pójść umiarkowaną ścieżką zamrożenia układu lub radykalną, zaostrzając jego warunki w celu windowania ceny baryłki.
Marszałkowski: Kreml przykręca śrubę sektorowi ropy (ANALIZA)
To dopiero początek. Kolejna fala to rewolucja wodorowa
Koronawirus to tylko przedsmak problemów sektora ropy naftowej, jeżeli potwierdzi się teza o zmierzchu tego surowca. BP przyznaje, że na razie nie można ocenić w pełni oddziaływania drugiej fali koronawirusa na rynek, ale jest ono większe niż wcześniej sądzili analitycy tej firmy. To także oni postawili tezę, że zapotrzebowanie nie odrodzi się nawet po pandemii przez transformację energetyczną zapowiadającą zmierzch ropy naftowe i dlatego będzie inwestować w technologie nisko- i zeroemisyjne niczym PKN Orlen i Polska Grupa Energetyczna. BP inwestuje także w wodór, podobnie jak Orlen i PGNiG. Zdania na temat zmierzchu ropy w branży naftowej są podzielone. Exxon Mobil i Equinor liczą na wzrost wydobycia w związku z tezą, że zapotrzebowanie będzie jednak rosło. – Jedni twierdzą, że dramatyczny spadek zapotrzebowania wywołany pandemią koronawirusa odzwierciedla przyspieszoną reakcję na ryzyko zmian klimatu i sugeruje, że nasz biznes się nie odrodzi. Jednak patrząc dokładniej możemy zobaczyć, że społeczeństwo będzie potrzebowało więcej surowców w nadchodzących latach i będzie tworzyć większe zapotrzebowanie na nasze produkty – przekonuje Darren Woods, dyrektor wykonawczy Exxona. Exxon szacuje, że zapotrzebowanie na ropę na świecie wzrośnie ze 100 mln baryłek w 2019 roku do 111 mln w 2040 roku, tłumacząc w ten sposób konieczność dalszych inwestycji mających zwiększyć produkcję baryłek tej firmy o jedną trzecią w nadchodzących czterech latach. Zakłada, że obecne problemy ekonomiczne zmniejszą istotnie podaż w połowie lat dwudziestych tego wieku, a odrodzenie zapotrzebowania da przewagę tym, którzy zdecydują się inwestować w efektywne wydobycie jak Exxon, nie jak BP czy Shell inwestujące teraz w OZE.
Z kolei Equinor ogłosił, że chce osiągnąć neutralność klimatyczną przy wydobyciu i przerobie węglowodorów oraz przy spalaniu ich przez jego klientów do 2050 roku. W tym celu zamierza zwiększyć moc Odnawialnych Źródeł Energii w portfolio do 4-6 GW w 2026 roku i 12-16 GW w 2035 roku. Do końca 2019 roku miał ich 500 MW. Ma raportować na ich temat w osobnym segmencie dokumentów finansowych. Pomimo planów transformacji Equinor nie rezygnuje z rozwoju wydobycia węglowodorów. Chce je powiększyć o 3 procent do 2026 roku przy większym udziale koncesji zagranicznych, bo produkcja na koncesjach norweskich ma się utrzymać na stałym poziomie. Equinor przewiduje, że zapotrzebowanie na ropę i gaz na świecie będzie stopniowo spadać po 2030 roku, dlatego zamierza zmniejszyć wydobycie w długim terminie, czyli perspektywie kilku dekad. Dekarbonizacja sektora węglowodorów ma być możliwa dzięki technologii wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla CCS, a także produkcji wodoru, jak w projekcie H2H Saltend w Wielkiej Brytanii, w ramach którego Norwedzy chcą produkować niebieski wodór z gazu ziemnego. Także magazynowanie wodoru może być przestrzenią do zagospodarowania przez firmy węglowodorowe. Kawerny solne nadają się do tego celu świetnie. Przykładem może być projekt Advanced Clean Energy Storage w stanie Utah o planowanej mocy 1 GW autorstwa Mitsubishi Hitachi Power Systems and Magnum Development, który pozwoli składować wodór od 2025 roku. Do 2045 roku ma to być tylko wodór zielony wytwarzany z użyciem nadwyżek energii ze źródeł odnawialnych. Można sobie wyobrazić, że w dalekiej przyszłości rezerwy federalne ropy naftowej składowanej w kawernach solnych zostaną zastąpione wodorem, zakładając sukces transformacji wróżonej przez BP i kwestionowanej przez Exxona. Pierwsza kawerna solna pozwalająca składować wodór może znaleźć się w Saksonii-Anhalcie w tak zwanym Środkowo-niemieckim Trójkącie Chemicznym w ramach sojuszu HYPOS. Według szacunków International Journal of Hydrogen Energy na Starym Kontynencie można by magazynować w kawernach solnych do 85 petawatogodzin energii skupionej w wodorze wytwarzanym z pomocą energii z morskich farm wiatrowych. To ilość energii pozwalająca zaspokoić roczne zapotrzebowanie Niemiec. Jest zatem okienko możliwości dla sektora węglowodorów, który może się przebranżowić. Podobne podejście do Exxona i Equinora prezentuje PGNiG, stawiające na rozwój portfolio wydobywczego na Morzu Północnym, ale także na magazyny wodoru, o których coraz śmielej mówi spółka-córka Gas Storage Poland. Teoretycznie kawerny solne magazynu Kosakowo mogłyby posłużyć do składowania wodoru wytwarzanego z nadwyżek energii z morskich farm wiatrowych mających powstać na Bałtyku. Kolejne obiekty, jak magazyn Gaz-Systemu w Damasławku i inne, mogłyby zwiększyć skalę takiej działalności. Ciekawe podejście zaprezentował francuski Total, który reklamuje się jako producent LNG „neutralnego klimatycznie”, bo pozyskanego przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO2 w innych projektach niejako w formie rekompensaty za emisje towarzyszące procesowi pozyskania gazu skroplonego. Francuzi chwalą się, że wysłali pierwszy ładunek gazu skroplonego przy zachowaniu neutralności klimatycznej, a zatem emisji CO2 wynoszącej zero netto. Oznacza to, że emisje wytworzone przy skraplaniu tego gazu zostały zrekompensowane w całym łańcuchu dostaw dając sumaryczną neutralność klimatyczną całemu procesowi. Total zdołał tak przygotować ładunek dzięki zdobyciu certyfikatu Verified Carbon Standards z pomocą projektów Guyuan (turbiny wiatrowe w Chinach) oraz Kariba (projekt ochrony lasów w Zimbabwe). Dzięki temu zliczył emisje oraz redukcje emisji osiągając sumaryczną neutralność emisyjną. Dzięki temu ładunek wysłany z terminalu Ichthys LNG w Australii i rozładowany w Dapeng LNG w Chinach przez chińską CNOOC został uznany za neutralny klimatycznie. Total chce wydać na dekarbonizację 1,5-22 mld dolarów rocznie po to, aby intensywność węglowa jego produktów zmalała o 15 procent między 2015 a 2030 rokiem. Również Exxon Mobil inwestuje między innymi w biopaliwa i CCS.
Jakóbik: Polska Hydrogen Ready, czyli jak realizować strategię bez strategii
Podejścia Orlenu i PGNiG mogą się spotkać przy okazji fuzji tych firm, o ile do niej faktycznie dojdzie. Ważny wkład do dyskusji na ten temat wniosła kampania wyborcza w USA, w której Joe Biden bronił tezy o nieuchronności transformacji energetycznej i zmierzchu ropy, a Donald Trump stał po stronie sił status quo i spółek węglowodorowych liczących na utrzymanie się zbytu na ich produkty. Biden może teoretycznie przeforsować regulacje na rzecz transformacji, poluzować sankcje wobec Iranu i Wenezueli dając im szansę na zwiększenie podaży ropy na rynku. Analitycy ankietowani przez Energy Intel wróżą, że taka polityka Bidena mogłaby obniżyć cenę baryłki o 5-10 dolarów. Nie jest jednak pewne, czy nie uległby lobbingowi sektora węglowodorowego jak Trump, który jest mu całkowicie posłuszny. Ponadto, ten po ewentualnym zwycięstwie mógłby utrzymać kurs na starcie z Caracas i Teheranem oraz kontynuować naciski na OPEC+, aby ta utrzymała bądź zwiększyła cięcia wydobycia ropy. Tymczasem Rosjanie zamierzają nadal wydobywać węglowodory i prowadzić transformację poprzez usuwanie emisji CO2 z tego procesu, a nie odchodzenie od niego w ogóle. Chcą inwestować w niebieski wodór pozyskiwany drogą pyrolizy z gazu, której towarzyszyłoby wychwytywanie i magazynowanie CO2 (CCS). Taki wodór mógłby z powodzeniem docierać do Europy, rodząc obawy o to, że przy braku odpowiedniej polityki dywersyfikacji źródeł i bezpieczeństwa dostaw transformacja energetyczna Europy, dążenie do neutralności klimatycznej i plan Europejskiego Zielonego Ładu byłby opalany najpierw gazem, a potem wodorem z Rosji. Odrodzenie gospodarcze dzięki węglowodorom korzystne z punktu widzenia dywersyfikacji źródeł dostaw ropy i gazu do Polski może mieć zatem także z jej punktu widzenia mniej korzystne oblicze, jeżeli przełoży się na przedłużenie zależności Europy od Rosji. W tym kontekście szybka transformacja energetyczna stawiająca na europejskie źródła wodoru na czele z OZE wydaje się korzystna, bo uniezależniłaby kontynent od ropy i gazu z Rosji.
Jakóbik: Nord Stream 2 na wodór zamiast LNG? Czas na polską strategię wodorową
Czy na dłuższą metę wszyscy w sektorze naftowym będą martwi?
Podsumowując, porozumienie naftowe może potencjalnie pozwolić krajom uzależnionym od sprzedaży ropy na częściowe ograniczenie oddziaływania drugiej fali koronawirusa na rynek tego surowca. Jednakże nie usunie oddziaływania długofalowego rewolucji wodorowej, która będzie trwale zmniejszać rentowność działalności rafineryjnej. Do rozstrzygnięcia pozostają tempo i skala jej wpływu, które nadal są przedmiotem sporów analityków branży. Pandemia koronawirusa może przyspieszyć zwrot, o ile branża węglowodorów nie stanie się jednym z motorów napędowych odrodzenia gospodarczego po obecnym kryzysie zgodnie z wolą nafciarzy z USA i kartelu OPEC, ale i Rosji. Parafrazując słynną maksymę Johna Maynarda Keynesa, na dłuższą metę wszyscy w sektorze naftowym będą martwi, o ile nie okaże się, że proroctwa zmierzchu ropy na korzyść wodoru nie zostaną wypełnione. Polska może zyskać i stracić na obu scenariuszach.
Jakóbik: Zmierzch ropy skłania Lotos do ucieczki do przodu z Orlenem (ANALIZA)
