Zniesienie międzynarodowych sankcji wobec Iranu dodało kolejne źródło dostaw węglowodorów, których ceny są już dość niskie. Co może oznaczać irańska ropa na rynku dla niego oraz dla międzynarodowych i krajowych koncernów naftowych działających na Bliskim Wschodzie?
Potencjał Iranu
1976 był najlepszym rokiem dla krajowego przemysłu naftowego. Irańska ropa była konsekwentnie produkowana w ilości 6 milionów baryłek dziennie, aw listopadzie tego roku liczba ta osiągnęła bezprecedensowe 6,68 miliona. W tym czasie większymi producentami były tylko Arabia Saudyjska, Związek Radziecki i Stany Zjednoczone.
Następnie nastąpiła rewolucja i przez ostatnie 35 lat irańskiej ropy nigdy nie wydobyto więcej niż dwie trzecie szczytu z połowy lat 70. (chociaż główną rolę odegrał w tym gaz), pomimo fakt, że rezerwy czarnego złota w kraju w ciągu ostatnich 15 lat wzrosły o prawie 70% - to znacznie więcej niż u sąsiadów w tym samym okresie.
Mimo to doświadczenie lat 70. wciąż jest potężnym przypomnieniem tego, coPrzemysł naftowy Iranu po zniesieniu sankcji.
Skuteczne środki
Sankcje nałożone przez Stany Zjednoczone, Unię Europejską i ONZ od 2011 roku spowodowały znaczne ograniczenie wydobycia ropy w Iranie. Nie udało im się całkowicie zamknąć światowych rynków, ponieważ niektórzy z głównych konsumentów – Indie, Chiny, Japonia, Korea Południowa i Turcja – nadal kupowali znaczne ilości irańskiej ropy.
Jednak wpływ sankcji był znaczący. W szczególności poważne ograniczenia w imporcie technologii doprowadziły do pogorszenia stanu technicznego zakładów produkcyjnych, co również obniżyło jakość irańskiej ropy. Ponadto rozszerzenie unijnego zakazu ubezpieczenia tankowców poważnie ograniczyło potencjał eksportowy tego kraju, ponieważ ponad 90% ubezpieczenia globalnej floty tankowców podlega prawu europejskiemu.
Wynikiem końcowym było znaczne zmniejszenie wydobycia węglowodorów, głównie ze względu na nieplanowane przestoje z całkowitą utratą od 18 do 20% potencjalnej produkcji od czasu nałożenia sankcji w 2011 roku. Sankcje nałożone na irańską ropę ograniczą produkcję o 0,8 miliona baryłek dziennie, co jest obecnie zwracane na rynek.
Gdzie irańska ropa znajduje swojego nabywcę?
Po zniesieniu ograniczeń w styczniu, według oficjalnych danych, Iran sprzedał Europie cztery tankowce (4 miliony baryłek), w tym francuski Total, hiszpańską Cepsę i rosyjski Litasco. Odpowiada to tylko około5 dni sprzedaży na poziomie sprzed 2012 roku, kiedy do odbiorców europejskich trafiało 800 tys. baryłek dziennie. Wielu byłych dużych klientów, w tym anglo-holenderski Shell, włoski Eni, grecki Hellenic Petroleum oraz domy handlowe Vitol, Glencore i Trafigura, wkrótce wznowi działalność. Brak wzajemnych rozliczeń w dolarach i wypracowany mechanizm sprzedaży w innych walutach, a także niechęć banków do udzielania akredytyw stały się głównymi przeszkodami po zniesieniu sankcji.
Jednocześnie niektórzy byli wielcy nabywcy wskazują na niechęć Teheranu do poluzowania swoich czteroletnich warunków sprzedaży i wykazania większej elastyczności cenowej, pomimo podaży nad popytem oraz zajmowania przez Arabię Saudyjską, Rosję i Irak europejski rynek Iranu udostępnij.
2016 Outlook
Wraz ze zbliżającym się zniesieniem sankcji światowy rynek ropy popadł w bessę, a ceny spadły o 25% między czerwcem a sierpniem 2015 r. Jednocześnie kontrakty terminowe na NYMEX nadal wskazywały na ich łagodne ożywienie, a także agencje międzynarodowe przewidywały w lipcu i sierpniu 2015 r., że ustabilizują się na poziomie około 45-65 USD za baryłkę, podobnie jak w przedziale cenowym między styczniem a lipcem 2015 r.
Dalszy kierunek ruchu na rynku węglowodorów w dużej mierze zależy od tego, o ile i jak szybko po zniesieniu sankcji wzrośnie eksport irańskiej ropy. Istnieją dwa główne poglądy dotyczące tego potencjalnego wzrostu.
Z jednej strony jest to szacunkoweWedług Międzynarodowej Agencji Energetycznej (EIA) Iran ma potencjał wzrostu produkcji o około 800 000 baryłek dziennie, ustępując jedynie Arabii Saudyjskiej. Z drugiej strony, według prognoz EIA, po zniesieniu sankcji na początku 2016 r. dostawy irańskiej ropy wzrosną średnio o 300 tys. baryłek dziennie rocznie.
Głównym powodem tak odmiennych szacunków jest to, że ten ostatni przykłada większą wagę do wpływu kilkuletnich ograniczeń na pogorszenie infrastruktury wydobywczej Islamskiej Republiki, która potrzebuje teraz trochę czasu, aby zwiększyć produkcję. W końcu od połowy 2012 roku, z powodu nieplanowanych przestojów, irańska ropa stopniowo zaczęła produkować mniej o 600-800 tys. baryłek dziennie.
Jak istotne są te szacunki dotyczące produkcji dla obecnego globalnego rynku czarnego złota? Wzrost o 800 000 baryłek dziennie stanowi około 1% dzisiejszej całkowitej światowej podaży ropy naftowej, co może wystarczyć do spowodowania gwałtownych zmian cen w wysoce konkurencyjnym środowisku, ale nie do przepełnienia rynku. Mówiąc dokładniej, w perspektywie średnio- i długoterminowej ceny węglowodorów zwykle spadają do poziomu kosztu wytworzenia ostatniej baryłki w celu zaspokojenia popytu. Długoterminowy niski koszt ropy hamuje inwestycje w rozwój droższych pól; ostatecznie studnie zostają zamknięte, a podaż zostaje zmniejszona. Jeśli cena wzrośnie powyżej poziomu marginalnego, nowa inwestycja przyniesie dodatkowe, droższe źródła węglowodorów.
W tym kontekście, w odniesieniu dozmiany cen ropy w 2014 roku, dzisiejszy rynek ma mniej wrażliwą krzywą kosztów (ponieważ najdroższe inwestycje są już opłacalne). Tym samym niewielkie źródło tańszych dostaw będzie miało znacznie mniejszy wpływ na cenę niż w trudnych warunkach połowy 2014 roku.
W rezultacie model rynku ropy sugeruje, że Iran powinien być w stanie zwiększyć produkcję o dodatkowe 800 000 baryłek dziennie w 2016 roku. Brent prawdopodobnie utrzyma się w przedziale 45-65 USD za baryłkę w 2016 r., zgodnie z przedziałem cenowym już obserwowanym w 2015 r.
Co się stanie za 3-5 lat?
W dłuższej perspektywie wpływ powrotu Iranu może być jednak bardziej znaczący. W ciągu ostatnich kilku lat byliśmy świadkami fali nowych odkryć znacznie powyżej średniej na Bliskim Wschodzie. Kraj nie jest w stanie w pełni wykorzystać tych rezerw ze względu na ograniczony dostęp do zewnętrznego przepływu technologii i doświadczeń. W efekcie nie tylko spadło wydobycie ropy naftowej, ale udokumentowany poziom rezerw jest najwyższy w historii kraju. Jednocześnie obecny poziom produkcji jest nadal daleki od poziomu wydatków rządowych.
To, w połączeniu z faktem, że Iran (w przeciwieństwie do Kuwejtu, Arabii Saudyjskiej i Zjednoczonych Emiratów Arabskich) nie ma wystarczających funduszy inwestycyjnych, aby zrekompensować deficyt budżetowy. Oznacza to, że więcej irańskiej ropy zostanie wyeksportowane, co z koleizależą od zdolności państwa do korzystania z niezbędnej technologii i wiedzy.
Ramy regulacyjne Islamskiej Republiki stanowią również poważne wyzwanie dla zagranicznych firm, które chcą inwestować pieniądze i know-how w krajowy sektor energetyczny. Konstytucja Iranu zakazuje zagranicznej lub prywatnej własności zasobów naturalnych, a umowy o podziale produkcji są prawnie zabronione. MKOl i inni inwestorzy zagraniczni mogą uczestniczyć w poszukiwaniach i wydobyciu wyłącznie poprzez kontrakty odkupu. Umowy te są zasadniczo równoważne z umowami serwisowymi, umożliwiając inwestorom zewnętrznym poszukiwanie i zagospodarowanie złóż węglowodorów, pod warunkiem że po rozpoczęciu wydobycia kontrola powróci do National Iranian Oil Company lub jednej z jej spółek zależnych, które mogą kupować prawa po z góry określonej cenie. W 2014 roku irańskie Ministerstwo Ropy ogłosiło plany wdrożenia tzw. Single Petroleum Contracts (IPC), które działają jako joint venture lub PSA o potencjalnym czasie trwania od 20 do 25 lat (dwukrotnie dłuższym niż czas trwania kontraktów odkupu). Jeśli ten nowy rodzaj umowy jest dozwolony przez prawo, atrakcyjność kraju jako celu inwestycyjnego dla MKOl i innych międzynarodowych graczy znacznie wzrośnie i doprowadzi do przyspieszenia rozwoju złóż węglowodorów.
Perspektywy inwestycji kapitałowych
Według niektórych szacunków nowe inwestycje mogą zwiększyć poszukiwania i produkcję ropy naftowej wIran o 6% rocznie w ciągu następnych pięciu lat (co jest zgodne z tempem wzrostu w Iraku w ciągu ostatnich kilku lat), w porównaniu z szacowanym 1,4% wzrostem wydobycia ropy na całym Bliskim Wschodzie. W tym scenariuszu, przy założeniu, że popyt pozostanie taki sam, ceny ropy mogą wahać się w granicach 60-80 USD za baryłkę do 2020 r., podczas gdy przy braku tych zdarzeń, przy wszystkich innych warunkach bez zmian, koszt może wynieść 10-15% powyżej.
W tym przedziale cenowym inwestycje w złoża o wyższych kosztach, takie jak łupki, piaskowiec lub przybrzeżne, prawdopodobnie nie powrócą do poziomu sprzed 2014 r. Chociaż produkcja powinna być kontynuowana, dopóki koszty produkcji ropy naftowej pozostaną wystarczająco niskie, aby uzasadnić koszty, szybkie wyczerpywanie się takich źródeł zmniejszy ich znaczenie (w szczególności odwierty łupkowe zwykle produkują 80% lub więcej w ciągu pierwszych 3-5 lat). W tych warunkach wejście na rynek irańskiej ropy w dodatkowych ilościach uderzy w wydobycie łupkowe w Stanach Zjednoczonych, a nieco mniej na polach podmorskich w Ameryce Północnej i Południowej, Azji, Afryce i na Dalekim Wschodzie Rosji. A szybkie wyczerpywanie się złóż na Morzu Północnym zastąpi je zwiększoną produkcją w Iranie i potencjalnie w innych krajach, takich jak Irak i Libia.
Irańska ropa i Rosja
Niska jakość rosyjskiej ropy Urals dostarczanej do krajów Europy Wschodniej budzi coraz większe zaniepokojenie konsumentów, ponieważ prowadzi do spadku opłacalności jej rafinacji i strat finansowych. Zatem zawartość siarki w dostarczanym rurociągiem Przyjaźń i przezterminali w Primorsku i Ust-Ługa ropy przekracza 1,5%, a jej gęstość wzrosła do 31⁰ API. Nie jest to zgodne ze specyfikacją Platta, zgodnie z którą zawartość siarki nie powinna przekraczać 1,3%, a gęstość gatunku nie powinna być mniejsza niż 32⁰.
Wraz z dalszym pogarszaniem się jakości rosyjskich surowców konsumenci w Europie będą preferować inne odmiany – Kirkuk i Basrah Light lub Iran Light. Jakość irańskiej ropy Iran Light jest porównywalna do standardu Urals. Gęstość tego gatunku wynosi 33,1° API, a zawartość siarki nie przekracza 1,5%.
Zniesienie sankcji wobec Republiki Islamskiej wymaga, aby międzynarodowe i krajowe firmy naftowe w regionie dokonały przeglądu swoich planów strategicznych i wzięły pod uwagę wyzwania i możliwości wynikające z następujących scenariuszy.
Inwestycja zagraniczna
Irańska ropa na światowym rynku otwiera szeroki wachlarz potencjalnych możliwości dla IOC i innych inwestorów zagranicznych, zwłaszcza po zatwierdzeniu nowych kontraktów IPC. Po kilku latach ograniczonego dostępu do zewnętrznej technologii i doświadczenia z irańskiego przemysłu wydobywczego, potrzebna będzie pomoc z zewnątrz, a stan finansów tego kraju sugeruje, że w jego interesie jest usunięcie wszelkich barier w szybkim otrzymywaniu tej pomocy.
Ponadto, podczas gdy górnictwo będzie na pierwszym miejscu, podobna sytuacja może rozwinąć się z transportem (rurociągi do eksportu, rosnąca wielkość produkcji), chemikaliami (kraking gazowo-chemiczny w celu pozyskania olefin na eksport) i przetwórstwem (w celu zastąpienia sprzęt do rafinacji ropy naftowej,który nie został zmodernizowany podczas sankcji).
Przed nałożeniem ograniczeń Iran był głównym importerem produktów naftowych, więc zdolności rafineryjne można teraz rozszerzyć, aby zaspokoić lokalny popyt, częściowo ze względu na niski kurs wymiany riala, który sprzyja substytucji importu.
Wydobycie w Iranie i Iraku rośnie, a wraz ze stabilizacją sytuacji politycznej planowane jest jej zwiększenie w Libii, co prawdopodobnie wzmocni i przedłuży obecny scenariusz taniej ropy. Istnieje wiele strategii, które pozwolą NOCs złagodzić ten wpływ.
Eksploracja i produkcja
Możliwości obniżenia kosztów i zwiększenia wydajności, w szczególności związane z usługami na polach naftowych, wykonawcami i innymi kosztami zewnętrznymi, są dostępne. Przy niskich cenach węglowodorów globalne inwestycje w drogie poszukiwania i wydobycie spowalniają, firmy usługowe mają nadwyżkę mocy produkcyjnych i stają się znacznie bardziej otwarte na obniżanie stawek. Ponadto, gdy kluczowe towary, takie jak ruda żelaza, są obecnie notowane na historycznie najniższych poziomach, można osiągnąć znaczne redukcje kosztów dzięki zarządzaniu materiałami. Dla bliskowschodnich NOCs, których rezerwy są wciąż wystarczająco tanie, aby uzasadnić dalsze inwestycje, skupienie się na poprawie podaży stanowi realną okazję do znacznego obniżenia kosztów bez przyciągania inwestycji kapitału rzeczywistego.
Recykling
Niedrogie surowce to także tanie produkty przetworzone. Ponieważ gaz ziemny jest zwykle pozyskiwany lokalnie, koszt produktów naftowych jest skorelowany z cenami ropy naftowej.
Oznacza to, że w obliczu spadającego popytu ceny produktów rafineryjnych spadają szybciej niż ceny gazu. Jednocześnie, jeśli Iran wejdzie na rynek z dodatkowymi krakerami gazowymi, które stosunkowo łatwo uruchomić, aby wykorzystać rosnącą produkcję gazu, wywoła to większą presję cenową. Rzeczywiście, biorąc pod uwagę, że kraj nie ma obiektów do eksportu LNG (a budowa może zająć lata), możliwościami czerpania zysków z nadwyżki gazu są albo budowa nowych rurociągów (takich jak ten, który dziś łączy Turcję, Armenię i Azerbejdżan), albo gaz. przetwarzanie. Iran już teraz aktywnie realizuje tę drugą opcję, jednocześnie planując dodatkowe gazociągi, aby zaspokoić zapotrzebowanie na surowiec nowych zakładów petrochemicznych na zachodzie kraju. Na przykład w końcowej fazie jest budowa 1500-kilometrowego Zachodniego Rurociągu Etylenowego. To, w połączeniu z niskimi kosztami eksploatacji irańskich zakładów, prawdopodobnie sprawi, że Republika Islamska będzie producentem z najniższymi notowaniami lekkich olefin.
Oznacza to również, że łączna cena produktów naftowych zwiększy zastosowanie krakingu katalitycznego. Powrót Iranu na rynek będzie wymagał przeglądu relatywnej opłacalności produktów opartych na węglowodorach orazKraje Zatoki Perskiej produkujące gaz mogą osiągnąć porównywalną opłacalność eksportu gazu w postaci LNG w porównaniu z przetwarzaniem go na olefiny.
Tak jak tanie frakcje są dobre dla krakersów, tania irańska ropa na rynku jest dobra dla rafinerii. Doprowadzi to do dodatkowych możliwości inwestycyjnych w Zatoce Perskiej – kilka projektów zwiększających moce produkcyjne jest już w toku (z wyłączeniem ekspansji downstream, która mogłaby mieć miejsce w Iranie). Z finansowo zagrożonymi IOC i niezależnymi podmiotami w innych częściach świata, które chcą zbyć własne aktywa downstream, NOCs na Bliskim Wschodzie mają szansę na zawarcie atrakcyjnych transakcji M&A.
Zniesienie sankcji wobec Republiki Islamskiej i związany z tym wzrost dostaw węglowodorów prowadzi do wniosku, że świat, podobnie jak w latach 80., znajduje się na początku potencjalnie przedłużającego się okresu niskich cen ropy. Perspektywa irańska niesie ze sobą nowe wyzwania i możliwości i należy do tych, którzy szybko i skutecznie uwzględnią tę zmieniającą się dynamikę w swoich planach strategicznych.
