Czy produkcja ropy naftowej z łupków spowalnia? Jest to pytanie, które warto sobie zadać, ponieważ liczba odwiertów w Stanach spadła w minionym tygodniu najsilniej w ciągu ostatnich trzech lat, a przeprowadzone w czwartym kwartale ankiety wykazały dramatyczny spadek wykorzystania sprzętu na polach naftowych oraz poziomu zatrudnienia w Teksasie, południowym Nowym Meksyku i północnej Luizjanie.
Niemniej jednak, gdy futures na WTI znajdują się blisko poziomu 55 USD za baryłkę i prognozuje się, że w najbliższym czasie osiągną one poziom 60 USD - może pojawić się więcej zachęt dla krajowych firm wydobywczych aby te utrzymały swoje platformy w ciągłym ruchu. To z kolei może stanowić dodatkową zachętę dla grupy OPEC, ponieważ kartel próbuje zmniejszyć nadpodaż surowca na światowym rynku.
Zeszłotygodniowy spadek 21 odwiertów o którym informowało Baker Hughes, słusznie wstrząsnął handlującymi ropą naftową, przyspieszając wzrosty cen, które już teraz poruszają się w trendzie wzrostowym właśnie dzięki wysiłkom OPEC w celu zwiększenia widoczności cięć w produkcji. Cotygodniowy spadek platformy był największy od lutego 2016 roku. Jednak liczba aktywnych platform wiertniczych - 852 - wciąż jest wyższa niż przed rokiem, gdy ropę pompowano w 747 miejscach.
Opóźniony wskaźnik
Złotą zasadą przy liczbie platform wiertniczych jest to, że jest to wskaźnik opóźniony. Zmiany cen zazwyczaj prowadzą do zmian w liczbie używanych platform, ze średnim opóźnieniem od 16 do 22 tygodni.
Działalność wiertnicza i kontrakty terminowe na West Texas Intermediate są ściśle skorelowane i każde z nich wykazuje wyraźny cykl.
Dane Reuters dotyczące korelacji pokazują, że w 2014 r. wycena kontraktów terminowych na WTI zaczęła spadać w połowie czerwca, a liczba platform wiertniczych zaczęła podążyła w tym samym kierunku 16 tygodni później - w połowie października.
W 2016 r., od połowy stycznia, ceny WTI stabilnie rosły, a 19 tygodni później, od końca maja, liczba platform wiertniczych zaczęła wracać do normy.
Podczas gdy każda platforma wydobywcza ma inną wydajność operacyjną i mówi się, że niektóre firmy wydobywcze mogą funkcjonować nawet gdy ropa naftowa kosztować będzie 30 USD za baryłkę, cena na poziomie około 40 USD jest przeważnie uważana za punkt przy którym firmy wydobywcze mogą rozważać spowolnienie produkcji, aby poczekać na lepsze ceny.
Ceny muszą spaść aby spadła liczba odwiertów
Obecne spadki liczby platform przypadają zaledwie cztery tygodnie po tym, jak 17 grudnia WTI spadło poniżej 50 dolarów za baryłkę. Aby liczba odwiertów zaczęła wykazywać tendencję spadkową, ceny muszą znaleźć się na niższym poziomie.
Od czasu, gdy w Wigilię Bożego Narodzenia cena ropy wynosiła około 42 USD za baryłkę, w ciągu ostatnich dwóch tygodni amerykańska ropa naftowa znalazła się powyżej poziomu 50 USD i wygląda na to, że utrzyma swoje momentum do czasu testu poziomu 60 USD.
Oczekuje się, że produkcja wzrośnie w tym roku o milion baryłek, by w 2020 roku osiągnąć poziom 13 milionów baryłek dziennie.
Dlatego też pytanie brzmi: kiedy aktywność platform wydobywających ropę z łupków wzrośnie i czy amerykański przemysł naftowy będzie w stanie nadrobić 1,2 mln baryłek lub więcej, które OPEC wyciął z dziennej podaży surowca?
Energy Intelligence twierdzi, że trudno będzie odpowiedzieć na to pytanie z całą pewnością, nawet jeśli firmy takie jak Diamondback (NASDAQ:FANG), Parsley Energy (NYSE:PE) i Centennial Resource Development (NASDAQ:CDEV) - wszyscy uznani gracze wydobywającym z łupków w Basenie Permskim - zapowiadały w ubiegłym miesiącu cięcia w stosunku do nakładów inwestycyjnych na 2019 r.
Budżety na wydobycie ciągle rosną
Firma konsultingowa stwierdza:
"Prawdziwy test nadejdzie w tym roku, jeśli ceny ropy naftowej w USA pozostaną na poziomie zbliżonym do obecnych 50 dolarów. Mimo że publicznie notowane firmy wydobywcze wydały duże sumy, aby wykupić swoje akcje z rynku, a nie przeznaczyć każdego dolara na wzrost działalności, wiele z nich nadal pozwalało, aby ich budżety na ten cel się zwiększały w ciągu roku i wykorzystywało okres wzrostów cen ropy naftowej w drugiej połowie 2018 r. na pokrycie tej różnicy".
Również sprzedaż aktywów mogłaby przynieść firmom łupkowym dodatkowe środki pieniężne poza sprzedażą ropy naftowej, co pozwoliłoby im dalej ponosić wydatki, nawet jeśli ceny ropy naftowej nie wzrosną - zauważa Energy Intelligence. Agencja przytoczyła dane JP Morgan, z których wynika, że niektóre firmy zabezpieczyły tylko 19 proc. wolumenów ropy w 2019 r. - około 50 proc. mniej niż wynosi wieloletnia średnia.
"Gracze tacy jak Halcon Resources (NYSE:HK) i Concho Resources (NYSE:CXO) zyskali w minionym roku miliony z tytułu sprzedaży infrastruktury w potrzebnej do przechowywania potrzebnej wody, a inni pozostają w posiadaniu znaczących aktywów, które mogłyby dostarczyć firmom dodatkową gotówkę".
Dallas Fed ostrzega przed spowolnieniem
W badaniu jakie odbyło się w minionym kwartale w jedenastym okręgu federalnym, obejmującym Teksas, południowy Nowy Meksyk i północną Luizjanę, oddział Rezerwy Federalnej w Dallas stwierdził, że wskaźnik wykorzystania sprzętu przez firmy świadczące usługi na polach naftowych spadł do poziomu zaledwie 1,6 punktu z 43 punktów odnotowanych w czwartym kwartale, co oznacza praktycznie całkowity brak wzrostu.
Tymczasem wskaźnik zatrudnienia spadł z 31,7 punktu do 17,5 punktu, po "złagodzeniu wzrostu poziomu zatrudnienia i czasu pracy", co ponownie sugerowało spowolnienie aktywności w łupkach - przekonuje Dallas Fed.
Ale Goldman Sachs stwierdza, że dyskusje prowadzone na ostatniej Global Energy Conference Overall pokazały "niskie zaufanie - inwestorów i firm - co do tego, że rok 2019 będzie rokiem, w którym fuzje i przejęcia w znaczący sposób ograniczyłyby produkcję łupków w średnim okresie".