Jeszcze na początku XIX wieku, spermacet (olej wielorybi) pozwalał oświetlić poszczególne miejskie ulice oraz głównie domy najbogatszych. W czasach kiedy Ignacy Łukasiewicz pracował nad, dziś nazwalibyśmy to dumnie technologią, poprawą efektywności i bezpieczeństwa lampy naftowej, to właśnie olej wielorybi był cenniejszy od ropy naftowej. Rynek poszukiwał wielorybników, a geolodzy, pracownicy potrzebni do odwiertów czy wizjonerzy pokroju Drake’a byli często wyśmiewani. Wszystko zmieniło się podczas pierwszego udanego wiercenia 27 sierpnia 1859 roku, kiedy to Jankesom uderzyła ropa. Wtedy to “Colonel” E. L. Drake wraz z “Uncle Billy” William A. Smith natrafili na pokłady ropy znajdujące się na głębokości około 21 m. Był to pierwszy w Stanach Zjednoczonych wypływ (strike – uderzenie) ropy naftowej wykonane przy użyciu urządzeń wiertniczych. Warto wiedzieć, że dotychczas wydobycie prowadzone było metodami udarowymi, a nie wiertniami. Stąd – uderzenie. Ta innowacyjna, lecz bardzo wczesna technologia(!) pozwalała na wydobycie między 10 a 25 baryłek ropy dziennie(!)¹ . Miejsce wielorybników zajęli dziś traderzy ropy naftowej, a do geologii zaczęto podchodzić z należytym szacunkiem i respektem.

Mało kto zaprzeczy dziś, że to właśnie gaz z łupków zmienił na dobre przemysł naftowy. Sektor upstream poszukując gazu ziemnego z formacji niekonwencjonalnych natrafił oraz z równie wielkim sukcesem, zaczął wydobywać ropę z łupków. Użycie technologii szczelinowania hydraulicznego, znanej jeszcze przecież w latach 40 XX wieku, udoskonalenie i dostosowanie jej do warunków geologicznych, zmieniło światowe rynki węglowodorów.

Ciąg dalszy łupkowej historii oraz wojny cenowej miał miejsce 17 kwietnia 2016 roku w katarskim Doha. Spotkanie części krajów członkowskich OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries) oraz krajów spoza OPEC nie przyniosło żadnego efektu. Uczestniczy spotkania nie zamrożą wydobycia, przedstawiciele Iranu nawet się nie pojawili…

Pytanie: „Czy OPEC to jeszcze kartel?” stawialiśmy już w grudniu 2015 roku². Zaczęto już nawet spekulować, że kolejne spotkanie może mieć miejsce w czerwcu. Święto Ramadan wypada w tym roku właśnie na początku czerwca, a dobry Muzułmanin przez 30 dni nie prowadzi wtedy wojny i nie zajmuje się biznesem.

Oczywiście w konsekwencji braku decyzji, ceny ropy naftowej zaczęły spadać, ropa typu Brent oscylowała 18 kwietnia w granicach 40 dol./bbl, a amerykańska ropa WTI w granicach 38 dol./bbl. Trzeba zakładać, że chwilowe odbicie cen w pierwszym kwartale 2016 roku właśnie się skończyło.

Kraje członkowskie OPEC zwiększyły produkcję z 32,37 mln bbl/d w lutym do 32,47 mln bbl/d w marcu 2016 roku, a odpowiedzialna za jedną trzecią produkcji OPEC Arabia Saudyjska wydobyła nieznacznie mniej ropy naftowej (10,18 mln bbl/d) w marcu niż w lutym 2016 roku (10,20 mln bbl/d)³. Przypomnijmy, że w listopadzie i grudniu 2015 roku produkcja OPEC wynosiła odpowiednio około 33,61 mln bbl/d i 33,38 mln bbl/d.

Saudyjczycy nie godzą się z powrotem na rynek irańskiej ropy naftowej i za nic nie chcą stracić swoich udziałów w rynku. Według informacji podawanych przez Międzynarodową Agencję Energetyczną (MAE), wydobycie w Iranie było w marcu większe o 400,000 bbl/d niż na początku bieżącego roku⁴. Podkreślmy jeszcze, że według Energy Information Administration (EIA), średnia produkcja ropy naftowej przez kraje członkowskie w 2015 wyniosła 31,6 mln bbl/d i w porównaniu do 2014 roku mówimy o wzroście o 0,8 mln bbl/d⁵.

Na uzyskaniu porozumienia w Doha, według spekulacji, zależało przede wszystkim Wenezueli i Rosji. Budżety i finanse obu krajów, także pozostałe kraje produkujące ropę naftową, cierpią przez niską cenę baryłki. Jednak, wydobycie ropy naftowej w Rosji wzrosło w marcu 0,3% do 10,91 mln bbl/d.Jest to najwyższy poziom wydobycia nie widziany od prawie 30 lat. Najwyższy poziom rosyjskiej produkcji to 11,47 mln bbl/d i pochodzi z 1987 roku⁶.



Analizując ilość działających w krajach członkowskich OPEC wiertni (Rys. 1) widzimy, że Saudyjczycy dość skrupulatnie realizują swój plan utrzymania produkcji. Na koniec marca 2016 roku, na saudyjskich złożach działało 127 wiertni, dla porównania w marcu 2015 roku było ich 125, a w marcu 2014 tylko(?) 98. Irak dysponował 48 wiertniami w marcu 2016 roku, 54 w marcu 2015 i 90 w marcu 2014. Dość równy poziom utrzymują jeszcze Zjednoczone Emiraty Arabskie, Algieria i Oman. W pozostałych krajach widać natomiast znaczne spadki.



Niestety nie dysponujemy danymi z Iranu, również z dokładnymi danymi dotyczącymi Rosji jest problem. Patrząc jednak na ilość działających wiertni na świecie oraz w Stanach Zjednoczonych widać ich pokaźny spadek. Na koniec marca 2016 roku było ich na świecie tylko 1551 i 478 w Stanach Zjednoczonych natomiast w marcu 2015 było ich odpowiednio 2557 i 1110 oraz w marcu 2014 odpowiednio 3388 i 1835.

Mimo tak znacznych spadków działających instalacji wiertniczych, nie można powiedzieć o istotnych spadkach produkcji. Ponadto rynek dysponuje wydobytym już produktem znajdujących się w magazynach, a MAE prognozuje, iż wzrost globalnego popytu na ropę spadnie do około 1,2 mb/d w 2016 roku⁷.

Spadki cen to stosunkowo dobra informacja dla krajów importujących ropę naftową, problemem są natomiast gospodarki i budżety krajów eksportujących. Warto przypomnieć, że dochody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego stanowią 50% dochodów budżetu federalnego Rosji. Dodatkowo niskie ceny ropy naftowej bezpośrednio wpływają inne surowce takie jak węgiel czy gaz ziemny.

Aktualnie ceny gazu ziemnego na świecie spadają. Jest wiele elementów, które powodują ten stan rzeczy. Po pierwsze spadek ceny ropy naftowej na światowych rynkach do 30 dol./bbl (aktualnie cena dla ropy typu WTI i Brent oscyluje około 40 dol./bbl), a jak widać na Rys. 3, 51% kontraktów dla importowanego gazociągami gazu ziemnego było w 2014 roku nadal indeksowanych w odniesieniu do ceny ropy naftowej. Co ciekawe od 2009 roku zauważamy spadek formuły cenowej Oil-linked (65% w 2009 roku) na korzyść formuły gas-on-gas (28% w 2009 roku). W przypadku LNG, aż 74% kontraktów jest indeksowane w odniesieniu do ceny ropy naftowej.

Kolejne elementy to przede wszystkim lżejsza i łagodniejsza zima w Europie, pełne podziemne magazyny, brak problemów i zachowana ciągłość dostaw w przesyle transgranicznym, czy choćby powrót do energii jądrowej w Japonii⁸.



Konsekwencją niskich cen surowców są także problemy firm z sektora upstream. Goodrich Petroleum Corp, amerykański producent ropy z łupków posiadający aktywa w Teksasie, Luizjanie i Missisipi, zdecydował się na reorganizację aktywów na mocy tzw. "Chapter 11 of the Bankruptcy Code", gdzie niewypłacalna firma otrzymuje ochronę, działa i zostaje pod nadzorem sądu. Goodrich Petroleum Corp musi uporać się z 400 mln dolarów długu⁹.

Stawialiśmy już tezę, że 2016 rok może okazać się rokiem fuzji i przejęć w sektorze upstream¹⁰ oraz podkreślaliśmy, że bez znacznego wzrostu cen, a takowy na razie się nie zapowiada, możemy być świadkami dwóch głównych trendów. Po pierwsze, spektakularnych upadków małych i średnich firm (głównie w Stanach Zjednoczonych), a po drugie fuzji i przejęć (M&A) ich aktywów¹¹.

Przypisy