Ekonomista, pracuje w NBP, specjalizuje się w zagadnieniach polityki pieniężnej i rynków walutowych
(CC By NC cesarastudillo)
Jednym z elementów uzasadniających taką właśnie prognozę jest strona podażowa. Autorzy opracowania wskazują między innymi na brak w pełni konkurencyjnych rynków. Potwierdzeniem tego jest rola OPEC, który już teraz koncentruje ok 40 proc. dziennego wydobycia, a wiele wskazuje na to, że udział OPEC w nadchodzących latach będzie wzrastać. Nie brakuje też innych prognoz mówiących, że kraje OPEC mogą już niedługo ponownie kontrolować ok 50 proc. globalnego wydobycia. Dlatego tak ważne wydaje się obserwowanie trendów zachodzących wśród producentów, którzy nie są częścią OPEC.
W 2012 r. większość uwagi poświęcano USA, gdyż tam koncentrował się największy przyrost wydobycia. Gdzie poza USA są ośrodki, w których dzieje się coś przełomowego w zakresie wydobycia ropy? Uwagę poświęcam trzem ośrodkom: basenowi Morza Północnego, Meksykowi oraz Kolumbii. O ile w przypadku tych dwóch pierwszych można mówić o swoistego rodzaju rewitalizacji złóż tak w przypadku Kolumbii można śmiało mówić o nowych odkryciach (a co za tym idzie znaczącym wzroście wydobycia). O odkryciach, za sprawą których nie tylko zahamowano, ale i odwrócono spadek wydobycia trwający od 1998 roku.
Prognozy OECD nie uwzględniają najnowszych trendów na rynkach ropy. Autorzy tych prognoz wskazują na silny czynnik popytowy mogący stymulować wzrost cen. I chociaż w tym samym okresie pojawiły się pionierskie głosy wskazujące na potrzebę rewizji w dół dotychczasowych projekcji, to:
– po pierwsze – niewiele wskazuje na to, aby ceny ropy zaczęły spadać,
– po drugie – wysokie ceny to skutek bardziej kosztownego wydobycia.
Naiwnością byłoby postrzeganie wysokich cen jedynie przez pryzmat negatywów. Wysokie ceny ropy naftowej umożliwiają dostęp do nowych złóż, albo czynią rentownymi złoża, z których jeszcze 20 lat temu nikt nie chciał wydobywać ropy.
Ostatnie materiały Międzynarodowej Agencji Energii (MAE) wskazują, że spadek cen ropy naftowej poniżej 60 dol. podważyłby sens całej rewolucji łupkowej jaka ma miejsce w USA (zwłaszcza w Bakken). Aby ta rewolucja mogła być kontynuowana poziom cen powinien kształtować się powyżej 80 dol. Chodzi o ropę Light tigh oil (co tłumaczy się jako ropę lekką o bardzo niskim współczynniku przepuszczalności) wydobywaną w Bakken.
Warto jednak zwrócić uwagę na inne rejony świata, które są beneficjentami wysokich cen ropy. Mniej spektakularnymi niż USA czy Kanada, ale za sprawą których świat może otrzymać kilkaset tysięcy baryłek ropy dziennie więcej. Te ilości mają znaczenie.
Coraz więcej się mówi o kolejnej rewolucji w basenie Morza Północnego, gdzie produkcja niemal systematycznie spada od przełomu wieku. Wysokie ceny Brentu do pewnego stopnia są właśnie odzwierciedleniem spadającej produkcji albo ciągłych przestojów wynikających wręcz z chronicznych już remontów wielu platform wiertniczych.
Spadek wydobycia w rejonie Morza Północnego wydaje się być coraz bardziej kontrolowany. W ostatniej projekcji Międzynarodowa Agencji Energii (MAE) przewiduje jednak, że do 2018 r. wydobycie ropy w Wielkiej Brytanii ulegnie wzrostowi. I byłoby nieścisłością twierdzenie, że ten nowy trend jest efektem najnowszych odkryć. Wiele złóż, na których eksploatację decydują się największe koncerny zostało odkrytych jeszcze w latach osiemdziesiątych. Ale wówczas oceniano je jako całkowicie nieopłacalne.
Do przełomu przyczynia się wysoki poziom cen oraz groźba coraz większego uzależnienia się od rosnącego importu energii. Dzieje się tak mimo niezbyt fortunnych decyzji Kanclerza Skarbu Georga Osborna, dotyczących narzucenia nowych podatków na sektor wydobywczy w Wielkiej Brytanii.
Niedawno Financial Times opisał historię złoża Laggan Tormore zlokalizowanego na zachód od Wysp Szetlandzkich. Jest to złoże oddalone 140 kilometrów od lądu i zlokalizowane 600 m. poniżej poziomu morza. Jego właścicielem jest francuski koncern Total. Między innymi za sprawą tego złoża Total chce zwiększyć swoje wydobycie w 2015 roku do poziomu ok. 200 tysięcy baryłek, co stanowiłoby niemal podwojenie poziomu z 2012 r.
Osborne szybko złagodził wcześniejsze decyzje w zakresie polityki podatkowej, ale skutki nieprzyjemnego zgrzytu nakazują inwestorom zagranicznym zachować szczególną ostrożność.
Renesans złóż ropy na Morzu Północnym nie jest ograniczony do inicjatywy Total. W samym 2012 r. wydano największą dotychczas liczbę licencji na rozpoczęcie wydobycia w tej części świata. Oczywiście nikt nie ma złudzeń co do tego, że Wielkiej Brytanii uda się choćby zbliżyć do historycznego poziomu wydobycia z 1999 r., ale można zahamować spadek. Niektórzy twierdzą, że z Morza Północnego jak dotąd wydobyto dopiero 75 proc. zawartości złóż. Aby móc jednak dotrzeć do pozostałej ¼ obok bieżącego poziomu cen potrzebna jest też przewidywalna polityka podatkowa ze strony rządu Wielkiej Brytanii.
Złożami Wielkiej Brytanii interesują się nowe koncerny, które do tej pory nie były obecne w tej części świata. Chodzi między innymi o chiński Sinopec. A inny koncern, China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), kupił niedawno kanadyjską grupę Nexen, co umożliwiło Chińczykom dostęp do tak strategicznego złoża jakim jest Buzzard.
Również po norweskiej stronie można mówić o nowych trendach. Mimo kilku posunięć ze stron władz w Oslo, które mogą dać inwestorom do myślenia (chodzi o dwukrotne w tym roku podniesienie podatków w sektorze energetycznym. Władze norweskie zmniejszyły możliwości odpisów podatkowych dla firm energetycznych). Przy obecnym poziomie cen tego rodzaju posunięcia jeszcze nie odstraszają inwestorów.
W zakresie inwestycji w Norwegii oczywiście stroną wiodącą jest Statoil. Na szczególną uwagę zasługują projekty przeprowadzane w okolicach złóż Ekofisk oraz Eldfisk. MAE wspomina też o Norne oraz Goliat zlokalizowanych w Haltenbanken. Ten ostatni projekt może podnieść wydobycie nawet o 150 tysięcy baryłek. Morze Północne jest więc miejscem ciekawych procesów a także zapewne i ciekawym laboratorium, gdzie testowane są najnowsze osiągnięcia technologiczne.
Procesy zachodzące na Morzu Północnym będą mieć duży wpływ nie tylko na cenę ropy Brent, ale także WTI (West Texas Intermediate, wydobywana w USA, niektórych krajach Azji i Afryki oraz w Australii). Różnica między nimi jest jednym z najbardziej śledzonych wskaźników.
Ten trend nie powinien szczególnie dziwić. W końcu całe wydobycie z Morza Północnego powinno być postrzegane, jak skutek ubocznych wysokich cen. Gdyby nie pierwszy szok naftowy z 1973 r. (za sprawą którego ceny ropy w ciągu kilku tygodni skoczyły z poniżej 3 dol. do 13 dol.) produkcja w tej części świata w ogóle nie byłaby opłacalna.
O swojego rodzaju zwrocie w ocenie perspektyw wydobycia można mówić także w Meksyku. Meksyk był do niedawna postrzegany jako przykład kraju, w którym wydobycie ropy drastycznie maleje. A spektakularnym tego przykładem było złoże Cantarell. Jeszcze na początku obecnego stulecia wydobycie z tego złoża sięgało około 2 mln b/d. Natomiast w 2012 r. wynosiło już zaledwie 0,5 miliona b/d.
Wydobycie ze wszystkich złóż meksykańskich zmniejszyło się na przestrzeni ostatnich dziesięciu lat o prawie 1 mln b/d (to jest z 3,5 do 2,5 mln b/d). Spadek wydobycia w tym kraju wiązano zarówno z niezbyt udolną polityką narodowego koncernu Pemex, jak i polityką państwa, która – zgodnie z zapisem konstytucji pochodzącym z 1938 r. – zabraniała dostępu inwestorom zagranicznym do krajowych złóż ropy naftowej.
Przełom nastąpił wraz z dojściem do władzy (1 grudnia 2012 r.) nowego prezydenta Enrique Pena Nieto, który zapowiedział generalną transformację Pemex. Nowe władze zapowiedziały plan, który przewiduje zwiększenie wydobycia ropy w Meksyku do poziomu 3 mln b/d do roku 2018 r.
Jak relacjonuje MAE w swoim ostatnim raporcie, ma to być możliwe dzięki ponownemu zwiększeniu wydobycia we wspomnianym złożu Cantarell oraz złożu Ku-Maloob-Zaap. Pemex zapowiedział wprowadzanie metody wydobywczej Enhanced Oil Recovery. Jej zastosowanie pozwala na zwiększenie wydobycia nawet do 60 proc. pierwotnej zawartości danego złoża. MAE wskazuje też na rozwój oddawanych właśnie do użytku złóż, między innymi Ayatsil, Xux oraz Kambesah.
Zważywszy na swoje polityczne zaplecze (jakim jest Partido Revolucionario Institucional), Pena Nieto nie bierze pod wzgląd oddania narodowego koncernu w ręce inwestorów zagranicznych. Oni coraz chętniej patrzą jednak w kierunku Meksyku. Chodzi o złoża na granicy amerykańsko – meksykańskiej.
Coraz więcej ekspertyz wskazuje na to, że po stronie meksykańskiej również kryją się złoża ropy i gazu łupkowego. I nie są one ograniczone jedynie do słynnego przygranicznego Eagle Ford. Należy też pamiętać o Chihuahua oraz znajdujących się już w samym Meksyku Veracruz, Burgos, Tampico Misantla czy też Sabinas – Burro – Picachos.
Jeszcze więcej miejsca MAE poświęciła Kolumbii. Kraj ten urósł do rangi drugiego (zaraz po Brazylii) producenta w Ameryce Łacińskiej. Jeszcze w 2008 r. wydobycie w tym kraju szacowano na 600 tysięcy baryłek dziennie, ale już w 2012 r. została przekroczona psychologiczna bariera 1 miliona baryłek. To znacznie więcej aniżeli w drugiej połowie lat dziewięćdziesiątych, kiedy z konwencjonalnych złóż Kolumbia wydobywała około 830 tysięcy b/d.
Wydobycie koncentruje się wokół złóż o nazwie Llanos, znajdujących się we wschodniej części kraju. Ale uwagę inwestorów przyciągają inne, niezbadane części tego kraju. Zdaniem MAE o znaczeniu Kolumbii, jako producenta ropy naftowej, zadecyduje to, co się stanie ze złożami Rubiales. Ponadto bogate w ropę mogą być obszary na północy kraju wokół granicy z Wenezuelą oraz wzdłuż rzeki Magdaleny (jej środkowy oraz dolny nurt).
Jednym z czynników ułatwiających zwiększenie wydobycia było zmniejszenie obciążeń podatkowych oraz podpisanie porozumień dotyczących wolnego handlu, w tym i ze Stanami Zjednoczonym, które umożliwiają dostęp do najnowszych technologii. Szczególnie dużą wagę przywiązuje się do technologii znanej jako STAR (Synchronization Thermal Additional Recovery), za sprawą której można zwiększyć wydobycie z danego złoża nawet do 40 proc. Aby jednak utrzymać taki poziom wydobycia (nie wspominając już o jego zwiększeniu), musi zostać spełnionych szereg warunków.
Chodzi przede wszystkim o zwiększenie bezpieczeństwa pracowników sektora wydobywczego. Mimo, że sytuacja w zakresie bezpieczeństwa znacznie polepszyła się w porównaniu ze szczytowym okresem wojen kartelowych (przypadających na lata 90. XX wieku), nadal dużym wyzwaniem pozostaje walka z partyzantką FARC. Niezbędne są również inwestycje w infrastrukturę.
Reasumując, odkrywanie nowych i rewitalizacja wielu dotychczasowych złóż, to – obok rewolucji łupkowej – wydarzenia, które trzeba bacznie śledzić. Wzrost cen ropy do poziomu 200 dol. ( prognozy na koniec dekady) powinien jedynie wzmocnić tego rodzaju trendy.
Zasobów ropy na kuli ziemskiej wydaje się być jeszcze sporo. Nie wolno zapominać o całej Arktyce, która prawdopodobnie kryje w sobie ogromne zapasy. Przykład Morza Północnego powinien zachęcać do wyszukiwania nowych technologii – kosztownych, ale umożliwiających wydobycie w miejscach uznawanych dotąd za niedostępne.
OF
W styczniu 2020 roku Wielka Brytania formalnie opuściła Unię Europejską. Oczekiwane korzyści z brexitu, poza odzyskaniem suwerenności w zakresie kształtowania prawa i zewnętrznych relacji gospodarczych, jednak się nie zmaterializowały. Widoczny jest natomiast spadek wydajności i konkurencyjności brytyjskiej gospodarki, co wpływa także na kondycję rynku pracy.
