Hoe lang gaat de rally in grondstoffen duren?
Aandelen hebben het de afgelopen 10 jaar goed gedaan. Grondstoffen, daarentegen, deden het ronduit belabberd. Het laatste jaar lijkt daar verandering in te komen en stegen de prijzen van grondstoffen en de aandelen van mijnbouwbedrijven. Hoe lang gaat deze rally aanhouden?
Sinds het dieptepunt van de coronacrisis midden vorig jaar vertonen de prijzen van grondstoffen een opwaartse trend. Dat geldt voor alle sectoren; zowel voor metalen, energie als agrarische grondstoffen. Koper en graan verdubbelden in prijs de afgelopen 12 maanden. Olie herstelde tot rond de 70 dollar per vat.
De vorige supercyclus van grondstoffen vond plaats tussen 2001 (na het barsten van de dotcom bubbel) en de financiële crisis van 2008. De grondstoffen industrie, of het nu om olie en gas ging of om mijnbouw, was toen niet voorbereid op de enorme groei van de Chinese economie in die jaren.
China speelt nu wel een rol bij het herstel uit de coronacrisis maar zal niet meer de oorzaak zijn van een nieuwe supercyclus in grondstoffen. Als de trend van het laatste jaar van stijgende grondstoffenprijzen zich het komend decennium lang voortzet zal dat eerder veroorzaakt worden door de energietransitie.
Een nieuwe supercyclus in olie?
Het herstel van de olieprijzen wordt veroorzaakt door het aantrekken van de olievraag en de terughoudendheid van de olieproducerende landen om de kraan echt open te zetten. Het potentieel voor een verdere stijging van de olieprijzen, op de korte termijn, lijkt echter beperkt zolang de OPEC landen, tezamen met Rusland, zover onder hun capaciteit produceren en schalieolie in de VS klaar staat om meer te produceren als de prijzen verder aantrekken.
Op de langere duur zal de olieprijs afhangen van de verhouding tussen de vraag, die door de energietransitie minder snel stijgt dan vroeger werd verwacht (en mogelijk voor 2030 al een maximum zal bereiken), en het aanbod, dat door de terughoudendheid van westerse oliebedrijven om in nieuwe olievelden te investeren eveneens minder snel toeneemt dan vroeger werd verwacht.
Westerse olie- en gasbedrijven trekken zich wel degelijk wat aan van de energietransitie; zij hebben er geen belang bij te investeren in velden die straks misschien niet volledig kunnen worden leeg geproduceerd en er wordt grote druk op hen uitgeoefend om meer te investeren in energie die minder of geen uitstoot van broeikasgassen met zich meebrengt.
Die oliemarkt zal zeker cyclisch blijven, gezien de grote invloed die een relatief kleine verandering in vraag of aanbod kan hebben op de prijs. Maar een nieuwe supercyclus in olie lijkt weinig waarschijnlijk.
Stijgende vraag naar grondstoffen voor de energietransitie
Koper doet nu meer dan $10000/ton en bereikte een niveau dat pas één keer eerder was voorgekomen: aan het eind van de vorige supercyclus. Ook de aandelen van mijnbouwbedrijven deden het goed. Hier speelt niet alleen, zoals bij olie, het aantrekken van de economie nu er uitzicht is op het einde van de coronacrisis, maar ook de verwachting dat de energietransitie, waar nu meer serieus werk van wordt gemaakt, gaat leiden tot een toenemende vraag van een aantal grondstoffen.
Met een groter aandeel elektriciteit in onze energievoorziening moeten netwerken nu in snel tempo worden uitgebreid wat leidt tot een hogere vraag naar koper. Wereldwijd steeg de verkoop van elektrische auto’s afgelopen jaar met ongeveer 40%, zo stelde het IEA (Internationaal Energie Agentschap) in een recent rapport. Als men werkelijk de doelen van Parijs gaat halen zal de vraag naar lithium tot 2040 met een factor 40 toenemen (voor kobalt en nikkel ligt dat rond een factor 20).
De vraag is of het aanbod dat kan bijhouden. De hoeveelheid reserves in de bodem is daarbij niet de werkelijk limiterende factor, al helpt het niet dat voor sommige grondstoffen deze reserves in een beperkt aantal landen geconcentreerd zijn. Zo bevindt ongeveer 60% van de wereldwijde productie in kobalt zich in de DRC (Democratische Republiek Congo).
Wat komend decennium meer het probleem zal zijn is het opstarten en financieren van nieuwe mijnen. Tussen de beslissing om een nieuwe mijn te gaan ontwikkelen en de eerste productie ligt vaak rond de 10 jaar (korter voor lithium; langer voor koper en nikkel). Daarbij komt dat reserves weliswaar geen probleem zijn maar de kwaliteit van de reserves wel; de voorraden met de hoogste concentraties aan bv koper of nikkel zijn reeds ontwikkeld.
De investeringen in mijnbouw zijn de afgelopen 10 jaar geleidelijk toegenomen, maar vooralsnog wagen veel mijnbouwers nog niet de sprong in het diepe om op echt grote schaal nieuwe mijnen te ontwikkelen. Eerst wil men zien of de huidige prijsstijgingen verder doorzetten en of de wereld nu echt serieus bezig gaat met de energietransitie. Glencore gaf recent aan pas nieuwe kopermijnen te willen gaan opzetten als de prijs met 50% verder is gestegen.
De lange termijn vooruitzichten voor mijnbouwbedrijven lijken daarmee goed; met name als een relatief snelle energietransitie doorzet. Wel zal de sector iets moeten doen aan het slechte imago op het gebied van milieu dat veel groene beleggers nu nog zal afschrikken. Bedrijven als Glencore of Rio Tinto kwamen de laatste jaren regelmatig op een slechte manier in het nieuws.
Een nieuwe wereld voor de oliemarkten
IEX, 7-4-2021
Van 2015 tot 2020 zagen we, als gevolg van de snelle groei van VS schalieolie, relatief lage olieprijzen. Daarna kregen de oliemarkten door de Covid-19 pandemie een enorme optater. Nu we weer in rustiger vaarwater komen ontdekken we een nieuwe wereld voor de oliemarkten.
Laten we eens kijken hoe die nieuwe wereld eruitziet, aan de hand van het nieuwe, jaarlijkse rapport over olie van de IEA (het Internationaal Energie Agentschap) dat recent uitkwam.
De olievraag herstelt zich
Net zo goed als de economie zich maar moeizaam herstelt, heeft ook de olievraag tijd nodig om te herstellen. De verwachting is dat zomer 2021, als een groter deel van de bevolking in de westerse wereld gevaccineerd is, het herstel van de olievraag meer vaart zal gaan maken. Toch verwacht de IEA dat de wereldwijde olievraag pas in 2023 weer boven het niveau van 2019, van ongeveer 100 miljoen vaten per dag, zal uitkomen.
Dat herstel gaat het snelst voor de petrochemie, langzamer voor transport en wegvervoer, en het langzaamst voor de luchtvaart. Het herstel in Azië verloopt veel sneller dan dat in Europa en Noord Amerika. In China ligt de vraag naar olie al weer ruim boven die van 2019.
Het meest frappant is de verwachting voor de olievraag in 2026, over 5 jaar. Het IEA verwacht dan een vraag van 104 miljoen vaten per dag. Die groei wordt vooral veroorzaakt door de economische groei in grote delen van Azië. Terwijl de olievraag in Europa nooit meer het niveau van 2019 bereikt, neemt de vraag in Azië tussen 2019 en 2024 met ongeveer 15% toe.
Ver weg van Parijs
Met een dergelijke stijging van de olievraag zijn we ver weg van het doel van het akkoord van Parijs: de opwarming van de aarde tot ruim onder de 2 graden te beperken. In een dergelijke wereld zou de olievraag in 2026 ongeveer 96 miljoen vaten per dag moeten bedragen. Voor anderhalve graad is dat zelfs nog lager.
Als de IEA op een rijtje zet wat er nodig is om de olievraag in 2026 te doen dalen komen ze op het volgende lijstje uit:
– dat, voor elke baan waar dat mogelijk is, 50% thuiswerken de norm wordt;
– dat efficiënties snel toenemen en dat bij voorbeeld SUV’s niet meer verkocht worden;
– dat er minder gevlogen wordt en bijvoorbeeld zakelijk vliegverkeer met de helft vermindert;
– dat de groei van elektrische auto’s sneller toeneemt dan verwacht, tot ongeveer 100 miljoen auto’s in 2026;
– dat hogere belastingen op fossiele brandstoffen snel worden ingevoerd.
Het IEA acht het niet onmogelijk dat dat gebeurt (en refereert er naar als het “strong policy scenario”) maar acht het wel onwaarschijnlijk en constateert dat regeringen niet op weg zijn dergelijke maatregelen in te voeren. En zelfs dit scenario is nog niet genoeg om uit te komen op de olievraag die nodig is om ruim onder de twee graden te blijven volgens de laatste World Energy Outlook van het IEA.
Kan het aanbod de stijgende vraag bijhouden?
Als die olievraag in 2026 echt de 104 miljoen vaten per dag bereikt wordt het krap. De westerse oliebedrijven schroefden hun investeringen in 2020 met 30% terug. En die investeringen lagen al op een veel lager niveau dan in de periode 2010-2015. De schalieoliebedrijven in de VS kunnen dan wel doorproduceren onder president Biden, zij worden wel door hun financiers gedwongen meer nadruk te leggen op winst en minder op productie.
Daarmee zal de focus van nieuwe productie verschuiven naar OPEC+ (OPEC en Rusland). De trend van een dalend marktaandeel voor OPEC+, zoals die er het afgelopen decennium was, zal niet worden voortgezet. Veel OPEC+ landen zijn niet eens in staat snel meer te produceren en de nieuwe productie zal vooral uit Saoedi-Arabië, Koeweit, de Emiraten en Irak moeten komen.
Iran is bij dit alles de wild card. Als de sancties tegen Iran worden opgeheven wordt een krappere oliemarkt minder waarschijnlijk. En verder hangt alles af van de vraag. Zo ruim als de oliemarkten in 2026 kunnen zijn bij een vraag van 98 miljoen vaten per dag, zo krap zullen ze zijn bij een vraag van 104 miljoen vaten per dag.
Een stijging van de olieprijzen is op korte termijn onwaarschijnlijk
Op dit moment ligt de olievraag echter nog verder onder de productiecapaciteit. De hogere prijzen van de laatste maanden zijn het gevolg van de terughoudendheid van OPEC op productiegebied. Dit alles leidt ertoe dat de hoge voorraden nu relatief snel worden afgebouwd. De OPEC heeft bij de laatste vergadering aangegeven de kraan nu langzaam weer een klein beetje verder open te draaien. De markt heeft er vertrouwen in dat dat inderdaad mondjesmaat gebeurt.
De huidige, hogere, olieprijzen hebben dus eigenlijk geen fundamentele oorzaak. Ze staan of vallen met de productiemaatregelen. Daarmee lijkt er dan ook geen uitzicht te zijn op een verdere stijging. Eerst moeten vraag en productiecapaciteit weer meer met elkaar in evenwicht zijn en dat is voorlopig nog niet het geval.
De onzekerheid over de toekomstige olievraag is een dilemma voor de grote internationale olie- en gasbedrijven. Het laatste wat zij willen is te veel investeren in olievelden die zij straks, mogelijk, niet meer helemaal leeg kunnen produceren. Maar evenmin willen zij aan de kant staan als de olievraag gaat stijgen en de oliemarkten over enige jaren weer krap worden. Daartussen het juiste compromis te vinden is een uitdaging.
Nederland op weg met de energietransitie
De opwarming van de aarde door klimaatverandering is een feit. De vraag is niet of maar hoe we daarop moeten reageren. Bij de komende verkiezingen spelen klimaatverandering en energietransitie, voor het eerst, een belangrijke rol.
Als we de opwarming van de aarde willen stoppen moeten we van broeikasgassen af. Dat betekent dat we vroeger of later, in ieder geval voor een groot deel, van fossiele brandstoffen af moeten. Daarmee gaan we naar een nieuw energiesysteem. Technologische doorbraken, kostendalingen van bestaande technieken, politieke keuzes en maatschappelijke acceptatie zullen allemaal een rol spelen bij het uitkristalliseren van dit nieuwe energiesysteem.
Elektriciteit uit zon en wind wordt de basis van ons nieuwe energiesysteem
In dat nieuwe energiesysteem zal elektriciteit een grotere plek gaan innemen. Wegverkeer zal, met een mogelijke uitzondering voor zwaar vrachtverkeer over lange afstanden, elektrisch worden. Bij de verwarming van huizen, nu nog vrijwel uitsluitend met aardgas, zullen warmtepompen steeds belangrijker worden.
Het zijn de grote kostendalingen van elektriciteit uit zon en wind die dit mogelijk maken. Sinds 2010 zijn wereldwijd de gemiddelde kosten voor het opwekken van stroom uit zon en wind gedaald met respectievelijk 70% en ruim 20%. In diezelfde tijd daalden de kosten voor accu’s in elektrische auto’s met ongeveer 80%. Het aandeel hernieuwbare stroom in onze elektriciteitsvoorziening ligt nu op ruim 25% (voor de totale energievoorziening ligt het aandeel hernieuwbaar rond de 10%).
Het is mogelijk dat het aandeel hernieuwbare stroom in de elektriciteitsvoorziening in 2030 inderdaad de 70% (de doelstelling in het klimaatakkoord) zal benaderen. Nieuwe offshore windparken met steeds grotere windturbines spelen hierbij een grote rol. De grote uitdaging komende tijd is niet zozeer het plaatsen van meer windmolens en zonnepanelen maar het inpassen van deze stroom uit variabele en beperkt regelbare bronnen in het elektriciteitsnet en het garanderen van de leveringszekerheid. Bij dat laatste zijn elektriciteitscentrales op aardgas vooralsnog essentieel.
Ook voor de warmtevoorziening in huizen is het van aardgas afgaan een langdurige en moeizame opgave. Het is zaak aandacht te besteden aan de leveringszekerheid van aardgas en de bestaande gasopslagen in stand te houden om ook een strenge winter door te komen. Voor bestaande huizen lijken beter isoleren en hybride warmtepompen voorlopig meestal te verkiezen boven het, tegen relatief hoge kosten, volledig van het gas af gaan.
Kernenergie verdient een kans
Terwijl de kosten van elektriciteit uit zon en wind gedaald zijn, zijn de kosten van nieuwe kerncentrales gestegen. Als er in een systeemanalyse op kosten wordt geoptimaliseerd vallen nieuwe kerncentrales buiten de boot; al is het verschil relatief klein als voor nieuwe kerncentrales dezelfde financieringskosten worden aangenomen als voor zon en wind (dat is nu meestal niet het geval).
Daartegenover staat dat kerncentrales ook substantiële voordelen hebben. De veiligheid van kerncentrales ligt, over de gehele keten, op een vergelijkbaar niveau als die van stroom uit zon en wind. Voor de beperkte hoeveelheid kernafval zijn goede technische oplossingen beschikbaar. Bovenal: het minimale ruimtebeslag van kernenergie is voor een land als Nederland een groot voordeel.
Of de voordelen van kernenergie opwegen tegen de relatief hoge kosten is een politieke keuze. Feit is dat Nederland voorlopig, de facto, een andere weg is ingeslagen: een stroomvoorziening uit zon/wind met aardgas als back-up. De manier waarop dit gebeurd is verdient geen schoonheidsprijs; bij de voorbereiding van het klimaatakkoord aan de klimaattafels werd kernenergie niet serieus als optie meegenomen.
Het beste dat voorstanders van kernenergie in Nederland kunnen hopen is dat het, door kostendalingen bij nieuwe ontwerpen en het in serie bouwen, in landen als Frankrijk of Engeland wel van de grond komt en dat Nederland op een later moment kan instappen.
Een onzekere toekomst voor waterstof
Elektriciteit als energiedrager heeft haar beperkingen. Scheepvaart, vliegverkeer of staalproductie kunnen niet of slechts moeilijk worden geëlektrificeerd. Er blijven energiedragers nodig zoals waterstof, met een hoge energiedichtheid, die relatief makkelijk kunnen worden opgeslagen of getransporteerd. De vraag is wel hoe groot de rol is die waterstof gaat spelen in het toekomstige energiesysteem. Voor verschillende scenario’s varieert het aandeel waterstof in de wereldwijde energievoorziening in 2050 tussen de 5 en 30%.
Bij groene waterstof wordt waterstof met elektrolysers gemaakt uit water en zero carbon elektriciteit (waarbij zon en wind de meest voor de hand liggende opties zijn). Bij blauwe waterstof wordt het gemaakt uit aardgas waarbij de vrijkomende CO2 grotendeels (de mate waarin hangt af van het gebruikte proces) wordt afgevangen en diep ondergronds wordt geïnjecteerd.
Voorlopig heeft groene waterstof nog een kostenprobleem. Dat heeft ook te maken met de beperkte efficiëntie waarmee elektriciteit kan worden omgezet in waterstof (en vice versa). Het vooralsnog veel goedkopere blauwe waterstof heeft een acceptatieprobleem. Veel mensen zijn huiverig voor CCS (de ondergrondse opslag van CO2). Dit wordt mede veroorzaakt door de beperkte hoeveelheid steun die sommige politieke partijen hieraan in het openbaar wensen te geven. In de door deze partijen voorgestelde klimaatmaatregelen speelt het echter wel een grote rol. Het is de enige manier om én onze industrie grotendeels te behouden én de uitstoot van CO2 substantieel en snel terug te brengen.
In een industriegebied als de Rijnmond kan CO2 bij een aantal processen worden afgevangen en in lege gasvelden vlak voor de kust worden geïnjecteerd. Het kan de basis vormen voor een waterstof infrastructuur waarbij waterstof later grootschalig kan worden geïmporteerd of geëxporteerd. Het sluit aan bij de huidige sterke punten van de Nederlandse economie. Voor waterstof in Nederland is dit een voor de hand liggende en aantrekkelijke optie.
Nederland is serieus op weg met de energietransitie
Het beeld dat Nederland een hopeloze achterblijver is in de energietransitie klopt niet. Wel is de emissie per inwoner relatief hoog; het gevolg van de aanwezigheid van relatief veel energie-intensieve industrie in Nederland. Per eenheid product is de uitstoot van broeikasgassen door die industrie juist laag. Het verplaatsen van deze productie uit Nederland naar het buitenland mag dan goed zijn voor de Nederlandse emissiecijfers; het is slecht voor het wereldwijde klimaat.
De Nederlandse doelstellingen voor emissies in 2020 werden gehaald; zelfs de tot voor kort onhaalbaar geachte 25% vermindering van de CO2 uitstoot ten opzichte van 1990 uit het Urgenda vonnis (al was de Covid-19 pandemie nodig om het laatste zetje te geven). Veel van het beleid, en de doelstellingen, worden in Brussel bepaald. Het EU ETS systeem, waarbij er een beperkte en dalende hoeveelheid verhandelbare emissierechten in omloop is, werkt goed. Het is, naast de dalende kosten voor stroom uit zone en wind, het succesverhaal voor de energietransitie tot nu toe.
Dat alles neemt niet weg dat het behalen van de doelstelling van het verdrag van Parijs (de opwarming tot ruim onder de 2 graden beperken) nog ver weg ligt. Wij zullen ons erop moeten voorbereiden dat die opwarming hoger uitkomt.
Meer oplossingen in plaats van minder nodig
Voor de energietransitie hebben we een nuchtere, projectmatige aanpak nodig met realistische doelstellingen en oog voor haalbaarheid en bottlenecks. Bovenal hebben we consistent beleid nodig waarin bedrijven durven te investeren in Nederland. Dat laatste is essentieel; projecten in de energiewereld hebben een lange levensduur, en de Nederlandse overheid wordt niet automatisch meer gezien als een betrouwbare partner. Tweede Kamerleden keerden zich in deze kabinetsperiode soms tegen beleid, denk bv aan de bijstook van biomassa in kolencentrales, dat door hun eigen partij een aantal jaren daarvoor nog werd opgezet.
Wij hebben meer oplossingen in plaats van minder. Het is makkelijk ergens tegen te zijn maar uiteindelijk hebben we, ook in 2050, heel veel energie nodig. CCS, biomassa, kernenergie, zon/wind, waterstof: we zullen het allemaal in meer of mindere mate nodig hebben. Laten we onze energie besteden aan het steunen van al die oplossingen – in plaats van andermans oplossingen af te schieten.
Shell op weg naar een toekomst zonder olie
De afgelopen eeuw was Shell groot in olie. De komende dertig jaar zal het daar grotendeels vanaf gaan. Donderdag 11 februari presenteerde Shell hoe dat moet gaan gebeuren.
Centraal staat het omlaag brengen van de uitstoot van broeikasgassen die door Shell verkochte producten met zich mee brengen. Daarbij tellen zowel de productie en verwerking als de consumptie van deze producten mee. In 2030 moet deze uitstoot, per eenheid verkochte energie, 20% lager liggen ten opzichte van 2016 (en in 2035 liefst 45%). In 2050 moet er, netto, geen uitstoot meer plaatsvinden.
Minder olie, meer gas
Shell verwacht dat de olieproductie tot 2030 elk jaar met 1 tot 2% zal verminderen. Wereldwijd wil het de olieproductie verder concentreren in 9 kerngebieden. Het zoeken naar nieuwe olievelden, om de terugloop van de productie in bestaande velden enigszins te compenseren, zal vooral in diep water plaats vinden.
Olie krijgt in het komend decennium binnen Shell, meer nog dan vroeger, de functie van cash cow. Met beperkte investeringen hoopt men de bestaande assets zoveel mogelijk uit te melken. Men mikt er op relatief lage break even kosten van rond de 30 dollar per vat.
In tegenstelling tot de productie van olie verwacht Shell dat de productie van gas, en met name van LNG, voorlopig zal toenemen. Dit is in lijn met de voorlopig toenemende wereldwijde vraag naar gas, waarbij het omschakelen van kolen naar gas in landen als China de grote aanjager is.
De komende 10 tot 20 jaar is gas het hart van het bedrijf. Daaromheen staan olie als cash cow (waarvoor men een hoger rendement vereist) en voor Shell relatief nieuwe energiedragers als elektriciteit en waterstof (waarvan men een lager rendement accepteert).
De lange termijn: elektriciteit en waterstof
Terwijl gas relatief dicht bij de bestaande olie business staat, is er voor de langere termijn een veel grotere omslag in gang gezet. Ook gas heeft nog slechts een beperkte toekomst. Daarbij gaat men zich richten op elektriciteit, synthetische en biobrandstoffen en waterstof.
In tegenstelling tot de andere Europese majors (BP, Total en Equinor) geeft Shell aan zich voor elektriciteit meer te richten op de handel en verkoop van elektriciteit dan de productie ervan. Klaarblijkelijk schrikt men terug voor de lage marges die men ziet aankomen voor de opwekking van stroom uit zon en wind. Stroom uit zon en wind wordt een vechtmarkt waarin de huidige hoge marktwaarderingen voor de vroege instappers als Ørsted misschien wel niet houdbaar zijn.
Voor de zon- en windprojecten die Shell opzet wil het slechts een beperkt belang aanhouden en een groot gedeelte van de stroom via PPA’s (Power Purchase Agreements) vroegtijdig verkopen om zo het risico en het benodigde kapitaal te verminderen.
Daarnaast zal men zich, om de CO2 uitstoot bij het verbruik van door Shell verkochte olie- en gasproducten te compenseren, meer gaan richten op bosbouw en CCS projecten om CO2 af te vangen en ondergronds op te slaan.
Langs lijnen van geleidelijkheid
Een radicale wijziging van de koers van Shell vindt er op korte termijn niet plaats. Dit is eerder een verdere continuering van de ontwikkelingen die in het afgelopen decennium reeds waren ingezet: een shift van olie naar gas en, op de lange duur, elektriciteit. De koerswijziging van BP, dat mikt op een snelle verhoging van de elektriciteitsproductie uit zon en wind en een 40% lagere olieproductie verwacht in 2030, is groter.
Van de majors heeft Shell zich ontwikkeld tot de marktleider in LNG. Dat brengt risico’s met zich mee, de concurrentie op de LNG markten zal met de uitbreidingsplannen van gasgigant Qatar alleen maar groter worden, maar ook kansen. Bij de recente piek van de gasprijzen in Azië werden wereldwijd LNG carriers naar Azië gedirigeerd, met name ook door Shell, om van die hoge prijzen te profiteren.
De doelstellingen op het gebied van de uitstoot van Shell producten vereisen tot 2030 geen substantiële vermindering van de totale olie- en gasproductie. Met een shift van olie naar gas voor de eigen productie, een toename van de verkoop van elektriciteit en een mogelijke afname van de verkoop van olie geproduceerd door derden komt men een heel eind. Dat laatste is niet denkbeeldig gezien de verwachte afname van de raffinagecapaciteit.
Fusies en overnames?
In de Wall Street Journal werd recent bericht dat ExxonMobil en Chevron vorig jaar gepraat hebben over een mogelijke fusie. Veel analisten schatten de kans op een dergelijke fusie, ook voor de Europese majors, echter laag in. Ongetwijfeld zouden dit soort fusies moeten leiden tot de gedwongen verkoop van een groot aantal assets; iets waarvoor de markt op dit moment niet goed is.
Binnen de Amerikaanse schalieolie-industrie lijken de kansen op fusies en overnames veel groter. Hier zijn er meer mogelijkheden voor kostenverlagingen door schaalvergroting. Met de huidige lage waarderingen (niet onbegrijpelijk na jaren van kapitaalvernietiging door deze sector) zouden de blue chips in deze sector, bedrijven als EOG en Pioneer met de laagste kosten per vat olie, voor beleggers weer interessant kunnen worden.
Overnames zouden ook gepleegd kunnen worden door Chinese bedrijven. Tussen 2008 en 2014 waren bedrijven als Sinopec en CNOOC zeer actief met overnames die, mede door de hoge prijzen die deze bedrijven indertijd bereid waren om te betalen, meestal niet goed zijn uitgepakt. Ondertussen zijn deze Aziatische bedrijven kritischer geworden; ook zij zijn nu vooral geïnteresseerd in velden met relatief lage kosten en een lage carbon footprint. Het lozen van minder aantrekkelijke assets aan Aziatische bedrijven is voor de majors nu geen optie meer.
Implicaties voor beleggers
Total gaf, bij de presentatie van de jaarcijfers vorige week, aan dat een tekort aan olie rond 2025 een reëel scenario is. De relatief geringe investeringen van de olie-industrie, gekoppeld aan een herstel van de olievraag, liggen aan deze verwachting ten grondslag. Terwijl vrijwel alle publiciteit zich tegenwoordig richt op klimaatverandering en de energietransitie, krijgen dit soort overwegingen nauwelijks meer aandacht. Veel oliebedrijven voelen zich ook zich niet geroepen om hier de aandacht op te vestigen; gezien de noodzaak om aan een groen imago te werken.
Van de grote olie- en gasbedrijven blijft Total voor mij het favoriete aandeel (iets dat het sinds 2017 is). Met de laagste gearing van de Europese majors en relatief lage break-even kosten (26 dollar per vat, voor dividend) is het als enige Europese major in staat gebleken het dividend niet te verlagen. Ook Total is serieus bezig met de energietransitie maar met bewezen olie- en gasreserves van 12 maal de jaarlijkse productie heeft het meer ruimte om voorlopig aan olie en gas te verdienen dan Shell (waarvoor deze verhouding op 8 ligt).
Shell lijkt bij de huidige waardering wel een aantrekkelijker aandeel dan ExxonMobil of BP. ExxonMobil heeft een kosten probleem: te lang heeft het bedrijf zich gericht op het volume van de reserves in plaats van de waarde ervan. BP heeft een schuldenprobleem (voor een groot deel veroorzaakt door Macondo dat leidde tot meer dan 60 miljard dollar aan boetes) waardoor het van alle majors de hoogste financieringskosten heeft.
De vooruitzichten voor energie in 2021
Nu grootschalige vaccinatieprogramma’s van start gaan staat 2021 in het teken van herstel. Gaan we terug naar het oude normaal of slaan we de weg in naar een nieuw normaal?
De olievraag herstelt zich verder; de olieprijs niet
Alles bepalend voor de olievraag zal zijn hoe snel de economische activiteiten zich herstellen nu de vaccinatieprogramma’s op gang komen. Het zicht op deze programma’s was de belangrijkste reden voor het stijgen van de olieprijs tot rond de 50 dollar (Brent) de afgelopen twee maanden. Het aandeel Shell steeg in diezelfde tijd met zo’n 40 %.
In april van dit jaar was de olievraag ongeveer 25 miljoen vaten per dag lager dan het niveau van ongeveer 100 miljoen vaten per dag van voor de crisis. Nu is dat nog ongeveer 9 miljoen vaten per dag. Eind 2021 zal het naar verwachting tussen de 2 en 5 miljoen vaten per dag zijn. Dat betekent dat OPEC en Rusland nog heel 2021 aan een bepaalde mate van productieverminderingen vastzitten. Zolang dat het geval is lijkt de ruimte voor een verdere prijsstijging van de olieprijs beperkt. Niemand zit hier te wachten op de stijging van de productie van schalieolie in de VS die hogere prijzen met zich mee zouden brengen.
Pas in 2022 of 2023 zal de olievraag zich volledig herstellen en dan kunnen de oliemarkten er heel anders uit gaan zien. Jaren van lage investeringen zullen dan hun uitwerking hebben op de olieproductie in niet-OPEC landen. Europa gaat komend decennium een periode tegemoet waarin de vraag naar olie en gas nog behoorlijk op peil blijft maar de eigen productie snel afneemt – en de importafhankelijkheid snel toeneemt.
De energietransitie zet door
Of de streefdatum van 2050 voor de voltooiing van een nieuw energiesysteem, zonder (netto) uitstoot van broeikasgassen, haalbaar is kan met betwijfelen. Maar vaststaat dat wij nu serieus op weg zijn gegaan met de energietransitie. Dat zal zich in 2021 verder voortzetten waarbij de grote klimaatconferentie in Glasgow (de meest belangrijke sinds Parijs; nu gepland voor november 2021) een centrale rol zal spelen.
Hoe dat nieuwe energiesysteem uitkristalliseert zal afhangen van technologische doorbraken, kostenverlagingen voor bestaande technieken, politieke keuzes en draagvlak in de samenleving. Voor veel landen, inclusief Nederland, zal elektriciteit uit zon en wind het basiselement van het nieuwe systeem zijn. Door meer te elektrificeren (denk aan elektrische auto’s) zal het aandeel elektriciteit in onze finale energievoorziening toenemen.
Sommige activiteiten kunnen we echter niet of nauwelijks elektrificeren zoals scheepvaart en vliegverkeer over lange afstanden of het genereren van hoge temperatuur warmte voor bv staalproductie. Ook dient er een betrouwbaar back-up systeem te zijn voor de variabele elektriciteitsproductie uit zon en wind. Hier zijn energiedragers nodig met een hoge energiedichtheid die makkelijk kunnen worden opgeslagen. Waterstof is een voor de hand liggende kandidaat.
Voorstanders van een snelle energietransitie zullen worden teleurgesteld in de snelheid waarmee het wereldwijde verbruik van olie en gas kan worden teruggebracht en het grote aantal landen als Rusland die zich niet aansluiten bij de strijd tegen klimaatverandering. Adepten van fossiele brandstoffen zullen worden verbaasd door de snelheid waarmee nieuwe technieken kunnen doorbreken.
In dit complexe speelveld proberen de grote IOC’s (International Oil Companies) als Shell hun transformatie tot algemene energiebedrijven in goede banen te leiden. Zij willen best veranderen maar of nieuwe energieën als zon en wind onder één dak kunnen floreren met olie en gas is onzeker. Ondertussen valt er aan olie en gas nog veel geld te verdienen.
Ook onder Biden blijft men fracken
Een van de eerste daden van president Biden zal zijn om weer deel te gaan nemen aan het Klimaatakkoord van Parijs. Amerika zal, met John Kerry als klimaatgezant, het beeld proberen te scheppen dat het, meer dan China, wereldleider is in de strijd tegen klimaatverandering. Dat de EU hier de werkelijke voortrekker is wordt in het geopolitieke spel nog wel eens vergeten.
De verwachtingen bij zijn kiezers zijn hoog. Met een omvangrijk investeringsprogramma zal Biden proberen nieuwe groene banen te scheppen en de uitstoot van broeikasgassen te verminderen. Voor kolencentrales zal dit de nagel aan de doodskist zijn. Het affakkelen en lekken van methaan bij de olie- en gasproductie zal beter gereguleerd worden.
En daar zal het waarschijnlijk bij blijven. Voor echt vergaande maatregelen is er een meerderheid in de Senaat vereist en die zal er alleen komen als de democraten op 5 januari beide Senaatsverkiezingen in Georgia winnen. Ook als dat onverhoopt mocht lukken is de zeggenschap van een Amerikaanse president over de olie- en gaswinning relatief beperkt. Verreweg de meeste productie vindt niet plaats op overheidsland maar op land dat privé eigendom is (waarbij een landeigenaar er voor kan kiezen de rechten op de olie en het gas in de ondergrond te verkopen).
De olie- en gaswinning is in de VS, in tegenstelling tot de kolenproductie, van groot economisch belang. Dat gaat geen president voorlopig in de waagschaal stellen. Ook Obama legde indertijd de schalieoliebedrijven geen strobreed in de weg. Voor deze bedrijven is de olieprijs belangrijker dan het overheidsbeleid. Bij de huidige olieprijzen hebben schalieoliebedrijven het moeilijk. Winst maken is nooit hun sterke punt geweest.
Nieuwe olievelden voor de kust van Suriname
Terwijl de laatste jaren in buurland Guyana de ene na de andere olievondst werd gedaan lukte het niet dit succes in Suriname te herhalen. Hoe anders was het in 2020! De vier deepwater putten die dit jaar in Suriname geboord werden waren alle vier een succes; het is gelukt om de code tot het vinden van nieuwe olievelden hier te kraken. Tezamen zijn deze vondsten nu al goed voor naar schatting anderhalf miljard vaten olie. Daarmee was Suriname in de eerste drie kwartalen van 2020 het land waar wereldwijd het meeste olie gevonden is.
Nieuwe velden zijn er tot nu toe gevonden door de joint venture van Total en Apache, en door de Petronas ExxonMobil joint venture. Total laat nu twee Maersk deepwater boorschepen naar Suriname komen om nieuwe exploratieputten te boren maar ook om de in 2020 ontdekte velden zo goed mogelijk te evalueren. Het ligt in de lijn der verwachtingen dat later dit jaar, of op zijn laatst begin 2022, de opdracht vergeven zal worden voor de ontwikkeling van het eerste veld. Wellicht kan SBM de FPSO leveren, zoals het doet voor de eerste drie ExxonMobil FPSO’s in buurland Guyana. De eerste olieproductie zou dan in 2024 kunnen plaatsvinden.
Exploratie naar nieuwe olievelden vindt, in deze late fase van het olietijdperk, alleen nog in de meest aantrekkelijke gebieden plaats. Suriname hoort daarbij. Ook Shell is nu in de offshore van Suriname actief. Het is geen gegeven dat het grote succes in Guyana, waar tot nu toe in totaal 8 miljard vaten olie gevonden is, in Suriname in dezelfde mate herhaald zal worden. Maar als het wel gebeurt dan kan aan het eind van dit decennium Suriname per inwoner evenveel olie produceren als Koeweit. Laten we hopen dat dat geld op een verstandige wijze besteed zal worden.
2020 was een memorabel jaar. Reeds vroeg in het jaar werd duidelijk dat met de Covid-19 pandemie alle net gepubliceerde vooruitzichten de prullenbak in konden. Dat kan ook dit jaar weer gebeuren…
Ik wens een ieder die dit leest sterkte in deze ongewone tijden – en een goed en voorspoedig 2021.
OPEC en Rusland komen er weer uit
IEX, 7-12-2020
Zij gaan de productie in januari met 500.000 vaten per dag verhogen. Het is een compromis tussen de zorg over de olievraag die de huidige tweede golf van het virus met zich mee brengt en de hoop dat vaccins nu hun werk gaan doen. Voor de olieprijs lijkt daarmee een zijwaartse beweging in het verschiet te liggen.
Gematigde productieverhogingen
Na januari gaat OPEC+ (OPEC en partners, waarvan Rusland verreweg de belangrijkste is) maandelijks bekijken of de productie moet worden aangepast waarbij is afgesproken dat per maand de stijging niet meer mag bedragen dan 500.000 vaten per dag.
Het ingrijpende akkoord dat in april van dit jaar werd gesloten hield in dat voor mei en juni de productie met 9.7 miljoen vaten per dag verlaagd werd. Voor de tweede helft van dit jaar werd de verlaging terug gebracht tot 7.7 miljoen vaten per dag. Indertijd werd uitgestippeld dat de verlaging voor het eerste kwartaal van 2021 5.8 miljoen vaten per dag zou bedragen.
In oktober werd al duidelijk dat met de vermindering van de olievraag door de tweede Covid-19 golf op het Noordelijk halfrond een productietoename van twee miljoen vaten per dag geen reële optie meer was. Een tijd lang was de verwachting dat het huidige productieniveau zou worden gehandhaafd. Met het positieve nieuws over vaccins van de laatste weken werden de verwachtingen over de olievraag volgend jaar weer wat naar boven bijgesteld en begon de olieprijs op te lopen, tot richting de 50 dollar per vat (Brent). Dat maakte de beperkte verhoging van de productie die er nu is uit gekomen mogelijk.
Dat ging niet vanzelf. De huidige uitkomst is niet alleen een compromis tussen zorg over de olievraag tijdens deze tweede golf en de hoop dat vaccins nu een terugkeer naar een normale economische situatie versnellen. Het is ook een compromis tussen een land als Saoedi-Arabië dat liever een wat hogere olieprijs ziet op de korte termijn en een land als Rusland met meer financiële reserves die een meer lange termijn visie mogelijk maken. Het duurde twee dagen voordat dat compromis bereikt was.
OPEC+ minder eensgezind
Binnen OPEC+ begint Saoedi-Arabië langzaam aan invloed te verliezen. Dat komt niet omdat er ook maar iets veranderd is aan de reserves of productiecapaciteit. Het land heeft, met een ambitieuze kroonprins die een groeiende bevolking tevreden wil stellen, minder financiële slagkracht dan vroeger. Een op de korte termijn opkrikken van de olieprijs heeft er meer aandacht gekregen ten koste van een lange termijn maximalisatie van de olieopbrengsten.
Saoedi-Arabië was er voorstander van om de productie nu helemaal niet te vermeerderen. Daarin kreeg het niet zijn zin. Dit keer was het niet alleen Rusland maar ook de VAE (Verenigde Arabische Emiraten) die het op zijn weg vond. Dat land heeft concrete plannen om de productiecapaciteit te verhogen en vraagt zich af of het op de lange termijn wel zin heeft om lid te blijven van OPEC.
Het structurele probleem voor OPEC is dat het einde van het olietijdperk langzaam begint te naderen. In die nadagen zal de verleiding voor een land groter worden om de oliekraan wat verder open te draaien. Vroeger kon men er gerust op zijn dat de olie die in de grond bleef zitten in de toekomst ook nog waarde zou hebben (misschien wel meer dan nu). Die tijd is voorbij.
Een zijwaartse beweging voor de olieprijs
Veel ruimte heeft OPEC+ niet bij het bepalen van de productiemaatregelen. Een lagere prijs, onder de 40 dollar (Brent), doet te veel pijn. Een hogere prijs, boven de 50 dollar, gaat ten koste van het marktaandeel. Zolang de vraag naar olie door het coronavirus nog ver onder het normale niveau ligt mikt men erop de pijn te verdelen over alle olieproducenten (inclusief schalieolie uit de VS) en de hoge voorraden, die tijdens de crisis in april dit jaar ontstonden, geleidelijk af te bouwen. Een langzame voortzetting van het verlagen van de voorraden begin volgend jaar ligt in de lijn der verwachting bij wat nu is afgesproken.
Voorlopig is de coronacrisis de olifant in de kamer van de oliemarkten. De uitval van de olievraag die deze crisis met zich meebrengt overschaduwt voorlopig allerlei andere ontwikkelingen, zoals de verkiezing van Biden tot president van de VS. Een verlichting van de sancties tegen Iran ligt nu in de lijn der verwachting en zal gaan leiden tot een hogere olieproductie van dat land.
De verwachting onder de meeste analisten is nu dat het potentieel voor een verder oplopen van de olieprijs beperkt is. Mocht dat toch gaan gebeuren dan kan OPEC+ snel reageren. Dat is verstandig; de tijd dat men eens per half jaar de afspraken kon herzien is voorbij. Veel zal afhangen van de snelheid waarmee vaccinatie campagnes kunnen worden doorgevoerd.
Hoe snel komen we uit de coronacrisis?
Recent bracht de IEA (het Internationaal Energie Agentschap) de nieuwe jaarlijkse update van de World Energy Outlook uit. Dit keer ligt de nadruk niet alleen op de lange termijn toekomst maar is de meest prangende vraag: hoe snel komen we uit de huidige coronacrisis?
Leiden vaccins, betere behandelmethoden en een effectiever tegengaan van de verspreiding van het virus tot een snel herstel, waarbij de economische activiteit over een of twee jaar al weer het niveau van voor de crisis bereikt? Of zijn de hoge overheidsschulden die nu worden aangegaan en de grote problemen die sectoren als horeca, toerisme, energie en transport nu hebben de inleiding tot een veel langduriger crisis; misschien wel net zo erg als die van de jaren 30 van de vorige eeuw?
Een overaanbod van LNG
Voor de vraag naar energie, en dus voor de vooruitzichten van olie- en gasbedrijven, maakt het veel uit of we volgend jaar een snel herstel zullen zien of het begin van een langdurige crisis. In het eerste geval zien we in 2022 of 2023 de olievraag alweer het niveau van voor de crisis bereiken en zijn krappe oliemarkten een reëel scenario. Tenslotte hebben we dan een tijd van lage investeringen in nieuwe olieproductie achter de rug.
In het andere geval zijn olie-industrie en OPEC nog langere tijd bezig met het managen van een overaanbod. Daarbij ziet de situatie voor olie er beter uit dan die voor gas. Voor olie was er een redelijk evenwicht tussen vraag en aanbod op het moment dat we de crisis ingingen en was 2019 een jaar van gemiddelde prijzen.
Voor gas en LNG (vloeibaar gas) was er al een overaanbod in 2019, voor het begin van de crisis. Dat overaanbod lijkt, ook bij een snel economisch herstel, minstens aan te kunnen houden tot 2025. Er zijn in 2018 en 2019 nog veel nieuwe LNG-projecten opgezet die komende jaren opgeleverd zullen worden. Als de bouw eenmaal goed op weg is worden dat soort projecten niet meer afgeblazen.
Olieprijzen in rustiger vaarwater
Na al het vuurwerk eerder dit jaar, met kortdurend zelfs een negatieve olieprijs, is het al maanden lang heel rustig op de oliemarkten. De prijs per vat komt niet ver van de 40 dollar af. Vraag en aanbod zijn behoorlijk in evenwicht. De lagere vraag wordt nu gecompenseerd (eigenlijk zelfs iets meer dan dat) door een lagere OPEC en schalieolieproductie. Er hangen nog steeds relatief hoge voorraden boven de markt maar er is een begin gemaakt met het verminderen hiervan.
Voorlopig zal dat naar mijn inschatting zo blijven. Prijzen worden nu vooral bepaald hoe de vraag zich ontwikkelt en in welke mate OPEC-landen zich aan de afgesproken verminderingen van de productie blijven houden. Voor OPEC, lees Saoedi-Arabië en Rusland, lijkt de huidige 40 dollar vooralsnog een aanvaardbare middenweg. Een lagere prijs doet de inkomsten van OPEC-landen en Rusland te veel pijn. Bij een hogere prijs wordt er te veel marktaandeel verloren aan andere producenten. Eind November is er weer een OPEC vergadering en men lijkt aan te sturen op productieverminderingen dichtbij of op het huidige niveau.
De Europese gasprijs heeft zich nu enigszins hersteld van de record lage gasprijzen deze zomer. Gazprom heeft de uitvoer van Russisch gas al sinds het begin van de coronacrisis teruggeschroefd. Deze zomer heeft de helft van de LNG fabrieken in de VS stilgelegen. Zelfs in Nederland werd de gasproductie verminderd toen de prijs onder de operationele kosten dook. Kortom: de markt werkt. Een Europese gasprijs onder de 4 $/mmbtu is net zomin duurzaam als een olieprijs onder de 25 dollar. Voor een meer gedetailleerde discussie van olie- en gasprijzen: zie de ABNAMRO Energiemonitor van Hans van Cleef (uitstekende informatie die niet achter een betaalmuur zit).
De grote oliebedrijven worstelen met coronacrisis én energietransitie
Na een snelle opleving in april zijn de aandelenkoersen van bedrijven als Shell de laatste 6 maanden geleidelijk aan steeds verder naar beneden gegaan. De cijfers over het derde kwartaal komen er nu aan. Aan de olieproductie zal meer verdiend zijn dan in het tweede kwartaal maar de marges op raffinage waren bijzonder laag.
BP presenteerde in Augustus een nieuwe strategie met grote ambities om te groeien in offshore wind en een verwachting dat het bedrijf in 2030 zo’n 40% minder olie en gas zal produceren. Dat laatste is ook een reflectie van de financiële situatie waarin het bedrijf verkeert. Het heeft van de grote oliebedrijven de hoogste schuld en daarmee ook de hoogste kosten van financiering. Zo goed als de nieuwe strategie werd ontvangen door de internationale pers, zo gereserveerd waren beleggers. Sinds de aankondiging van de nieuwe strategie daalde het aandeel bijna 30% (beduidend meer dan Total of Shell deden in deze periode).
Total legde bij de strategie dag eind september veel meer de nadruk op een potentiële krapte op de oliemarkten na de coronacrisis. Terwijl het bedrijf niet minder investeert in renewables dan BP hoort men hier geen verwachting om op korte termijn substantieel minder olie en gas te gaan produceren.
ExxonMobil kondigde afgelopen dagen in een interne brief een groot aantal ontslagen aan. Investeringen worden nu teruggebracht; later dan bij andere bedrijven. Het dividend valt naar mijn inschatting niet op het huidige niveau te handhaven al zal een verlaging waarschijnlijk eerder bij de jaarcijfers dan bij de aankomende cijfers van het derde kwartaal worden aangekondigd. Daarmee laten naar mijn inschatting alleen Chevron en Total, de financieel krachtigste majors, het dividend onveranderd.
Onduidelijkheid over de strategie van Shell
Shell laat zich tot nu toe niet echt in de kaart kijken over een op handen zijnde verandering in strategie. Het wachten blijft op de strategie dag februari volgend jaar. Investeerders worden wel ongeduldig. In de Engelse financiële pers verschijnen met enige regelmaat wat korzelige stukjes over de gebrekkige communicatie van Shell. Een nieuwe strategie is er nog niet; hardop uitspreken dat er ook interessante mogelijkheden zijn in olie en gas na de huidige crisis, zoals Total dat doet, lijkt men ook niet aan te durven. Soms lijkt het alsof het bedrijf een beetje de weg kwijt is.
Voor alle majors deden de aandelenkoersen koersen het slecht maar voor Shell was dat de afgelopen 3 jaar wel het meest het geval. Het dividendrendement benadert nu weer het niveau van voor de coronacrisis. Terwijl op de lange termijn Total mijn favoriete aandeel blijft in deze sector kan Shell op het huidige koersniveau interessant zijn – als men althans uitgaat van een snel herstel van de coronacrisis.
In de Amerikaanse olie-industrie waren er de afgelopen weken een aantal overnames. Daarbij viel het op hoe laag de overnamepremies nu zijn. Het is een kopersmarkt waarbij de kopers zich speciaal richten op bedrijven met lage break even kosten. Niemand kan het dieptepunt van de markt precies voorspellen maar men lijkt er daar van uit te gaan, terecht of onterecht, dat het dieptepunt nu nabij is.
Een kwartaal om niet snel te vergeten
Afgelopen dagen werden de tweede kwartaalresultaten van de grote olie- en gasbedrijven gepubliceerd. Voor alle bedrijven zagen die cijfers er veel slechter uit dan die van een jaar geleden. De coronacrisis zorgde voor een ongekende vermindering van de vraag naar olie en gas en dat had zijn weerslag op de prijzen.
Toch zijn er ook opvallende verschillen tussen de resultaten. De winst (adjusted earnings, gecorrigeerd voor afschrijvingen) was voor Shell en Total nog steeds positief; voor BP, Chevron en ExxonMobil was deze negatief. Shell verlaagde het dividend reeds in het eerste kwartaal en BP volgde nu. Total, Chevron en ExxonMobil hebben het dividend (nog) niet verlaagd. Waar komen deze grote verschillen vandaan?
Shell en Total: winstgevend bij 30 dollar per vat
Opvallend is dat Shell en Total nog steeds positieve cijfers schreven voor de gecorrigeerde winst van respectievelijk 638 en 126 miljoen dollar. En dat voor een kwartaal met een gemiddelde olieprijs (Brent) onder de 30 dollar! De Amerikaanse majors, ExxonMobil en Chevron, leden hier een verlies van respectievelijk 1 en 3 miljard dollar.
De reden hiervan is tweeledig. De Europese majors hebben lagere break even kosten. Zij zijn al langere tijd kritischer met het opzetten van nieuwe projecten. Daarbij speelt klimaatverandering ook een rol. Alleen de beste projecten, veelal die met de laagste break even kosten, komen door het selectieproces. Zij zijn minder actief in relatief dure schalieolie dan ExxonMobil en Chevron (Total zelfs in het geheel niet).
Daarnaast hebben de Europese majors grotere trading divisies. Een grote opslagcapaciteit geeft goede mogelijkheden om in tijden van contango (hogere prijzen voor olie bij levering in de toekomst) veel geld te verdienen. ExxonMobil en Chevron zijn hierin veel minder actief. De trading afdelingen van Mobil en Texaco zijn indertijd, na de fusies/overnames met/door Exxon en Chevron, opgedoekt.
Voor Shell maakte trading het verschil uit tussen winst en verlies dit kwartaal. Hoe groot de winst uit trading was wordt niet bekend gemaakt, maar dat de raffinage en trading divisie een winst van 1,5 miljard dollar maakte, in een kwartaal waarin raffinaderijen met verlies draaiden, is veelzeggend.
Grote verschillen in afschrijvingen
Er waren grote verschillen voor de afschrijvingen. Voor Shell waren deze 16,8 miljard dollar (met een groot aandeel gas), voor Total 8,1 miljard dollar (vooral Canadese oliezanden) en voor Chevron 5,3 miljard (waaronder alle assets in Venezuela).
Voor Shell worden de afschrijvingen vooral veroorzaakt door lagere olie- en gasprijzen op de korte termijn, tot 2023, aan te nemen. Dat is puur aan de coronacrisis gerelateerd en niet aan de energietransitie. Voor afschrijvingen op bv Canadese oliezanden ligt dat anders: deze assets kunnen vanuit technisch oogpunt nog wel 30 of 40 jaar produceren maar het wordt steeds onwaarschijnlijker dat dit ook echt gaat gebeuren.
ExxonMobil heeft nog niet afgeschreven. Het liet de deur wel open voor een afschrijving aan het eind van dit jaar. Dat zou behalve een financiële afschrijving naar mijn inschatting dit keer ook een afboeking van reserves kunnen inhouden. Hier zit nog veel pijn in het vat. Hoewel het deze niet deelt lijkt ExxonMobil tot nu toe met relatief hoge toekomstige olieprijzen te rekenen.
Hoe houdbaar is het dividend van ExxonMobil?
Shell en Equinor verlaagden het dividend al na het eerste kwartaal. ENI en BP volgden de afgelopen dagen. Voor Chevron lijkt een dividendverlaging niet noodzakelijk te zijn; het bedrijf begon aan de coronacrisis met de laagste gearing van alle majors (16%). Ook Total lijkt aan een dividendverlaging te ontsnappen; de gearing is lager dan die van Shell en het bedrijf heeft aangegeven dat het met een olieprijs van ongeveer 40 dollar cash flow neutraal is (na betaling dividend).
ExxonMobil zit in het lastigste parket. Het heeft een verlaging van de investeringen relatief lang uitgesteld en de gearing loopt nu snel op. Het geeft zich zelf nu een half jaar om er met bezuinigingen (en hopelijk aantrekkende marktomstandigheden) door te komen. Het is geen gegeven dat dat gaat lukken; de break even kosten van ExxonMobil zijn relatief hoog.
Een dividendverlaging is niet zomaar een vrije keuze. De link tussen gearing en de kosten van financiering is dermate sterk dat men op een gegeven moment geen keuze meer heeft, hoe graag men het ook zou vermijden (met het oog op de belangen van aandeelhouders). De gearing van BP was dermate hoog opgelopen dat de huidige dividendverlaging alom verwacht werd.
BP beloond voor de verandering in strategie
BP was een verhaal apart. Het halveerde het dividend en de afschrijvingen waren in totaal met 16,6 miljard dollar van vergelijkbare hoogte als die van Shell (waarbij BP ook afschreef op exploratie assets). Toch ging de koers na het publiceren van de cijfers met 7% omhoog. De markt snakt naar een verhaal waarbij het beleggen in dit soort bedrijven voor institutionele beleggers weer acceptabel wordt en Bernard Looney, de nieuwe CEO van BP, kwam met zo’n verhaal (van integrated oil company naar een zero carbon international energy company)
Het probleem voor BP: zo’n bonus kan slechts eenmalig worden geïncasseerd; hierna zal het bedrijf weer op zijn prestaties worden beoordeeld. Het belooft wat voor Shell als ooit, vroeger of later, een nieuwe CEO daar een vergelijkbaar verhaal presenteert. Voor een deel van de Britse financiële wereld kan dat moment niet vroeg genoeg komen.
BP gaf aan dat het de meer onaantrekkelijke olie- en gasvelden, met relatief hoge kosten en een lange tijdsduur om te produceren, wil verkopen en dat naar verwachting de productie in 2030 daarmee met 40% zal zijn gedaald. Een dergelijke aankondiging geeft aan hoezeer de wereld van energie nu aan het veranderen is. Het aanhouden van een aandeel in Rosneft lijkt op de lange duur onverenigbaar met de nieuwe BP strategie.
Een zijwaartse beweging voor de olieprijs
Centraal staat hoe snel de olievraag zich weer herstelt. Na tussen januari en april gedaald te zijn van ongeveer 100 naar minder dan 75 miljoen vaten per dag heeft de vraag zich nu hersteld tot ongeveer 90 miljoen vaten per dag. Hoe lang gaat dat laatste stuk duren nu in verschillende landen er maatregelen genomen moeten worden om de nieuwe stijging van het aantal gevallen binnen de perken te houden?
OPEC+ (inclusief Rusland) heeft zich goed gehouden aan de productiebeperkingen tot nu toe (in totaal 9,7 miljoen vaten per dag) maar heeft nu steeds meer de neiging de kraan wat open te gaan draaien. Dat zal de nodige balanceerkunst vereisen.
Voorlopig lijkt de olieprijs zijwaarts rond de 40 dollar verder te gaan. Veel lager doet OPEC+ te veel pijn. Bij een veel hogere prijs gaat de productie van olie met een hogere kostprijs buiten OPEC+ te snel weer toenemen vanaf het huidige lage niveau. Er is een verder herstel van de vraag nodig voordat de prijzen weer naar 50-60 dollar per vat kunnen.
Total blijft favoriet
De majors met hun aanwezigheid in de hele keten (van put tot pomp) en lagere financieringskosten doen het beter dan de kleine bedrijven. Schalieolie, met hogere break even kosten, blijft het qua resultaten slecht doen.
Onder de majors blijft Total mijn favoriet; zoals ik in een aantal columns sinds 2017 heb aangegeven. Het bedrijf combineert het beste van twee werelden. Het heeft lagere break even kosten dan ExxonMobil en een hogere verhouding tussen reserves en productie dan Shell (de major met de laagste verhouding op dit gebied). Het bedrijf heeft een track record van overnames (Maersk Oil and Gas, Tullow Uganda, 50% van blok 58 offshore Suriname) in tijden van lage olieprijzen.
Suriname wordt een nieuw kerngebied voor Total. De derde, recente, discovery op rij had een ongekend grote kolom van lichte olie en condensaat van 278 meter. Men heeft de code gekraakt om offshore Suriname olie te vinden; zoals ExxonMobil dat eerder in Guyana deed.
Total heeft voor beleggers het nadeel van een Franse transactiebelasting (0,3% van het aankoopbedrag) en een dividendbelasting die gedeeltelijk kan worden terug gevraagd. Naar mijn inschatting wordt dat meer dan gecompenseerd door Totals potentieel. Over de laatste drie jaar deed de koers van het aandeel Total het bijna 40% beter dan die van Shell en ExxonMobil; ruim 15% beter dan die van BP en was de koersontwikkeling vergelijkbaar aan die van Chevron. Het dividendrendement ligt op dit moment rond de 8%.
BP: Beyond Petroleum 2.0
Over bedrijven vallen mooie boeken te schrijven. Barbarians at the gate over de overname van RJR Nabisco is een klassieker. In Nederland hebben we de boeken van Jeroen Smit over Ahold en ABN Amro. Lang durfde ik te hopen dat er ooit een boek over Shell zou verschijnen en dan met name over de reservecrisis in 2004.
Ik geloof niet dat het er ooit van zal komen. Is de oliewereld te gesloten? Is het zo’n probleem dat de betrokkenen verspreid zijn over de hele wereld terwijl bij ABN Amro alle hoofdrolspelers in een cirkel van minder dan 30 km rondom het Gooi woonden?
Maar minstens zo benieuwd zou ik zijn naar een boek over hoe het BP allemaal vergaan is. De laatste 25 jaar waren een ongekende achtbaanrit voor het Britse bedrijf. Met de huidige coronacrisis en energietransitie komt er nu een vervolg.
Beyond Petroleum
John Browne, CEO van 1995 tot 2007, heeft het bedrijf getekend. Hij was een CEO met grote capaciteiten, inzicht, moed én charisma. Als zoon van een BP-werknemer groeide hij gedeeltelijk op in Iran. Zijn moeder, die tot haar dood op hoge leeftijd bij hem woonde, was een overlevende van Auschwitz. Hij hield zijn hele carrière verborgen dat hij homo was.
De fusie (lees: overname) met het Amerikaanse Amoco was het startschot voor een aantal overnames in de olie-industrie al is de door hem beoogde bekroning, een fusie met Shell, er nooit van gekomen. Jeroen van der Veer heeft die boot beleefd, doch beslist, afgehouden. Met TNK-BP, later opgegaan in Rosneft, verkreeg BP wel een grote aanwezigheid in Rusland die uiteindelijk ook winstgevend is gebleken – iets waarnaar het gedurende de niets ontziende strijd om de macht met de Russische partners lange tijd niet naar uit zag.
Toch zal John Browne denk ik uiteindelijk niet herinnerd worden om zijn succes BP op de kaart zetten als een van de supermajors maar om zijn mislukte ambitie om eind jaren 90 BP te hervormen van olie- en gasbedrijf tot algemene energiemaatschappij. British Petroleum zou Beyond Petroleum moeten worden.
Ook toen was het, BP én andere bedrijven, al duidelijk dat de uitstoot van broeikasgassen verminderd moest worden. Maar meer dan andere bedrijven heeft BP toen de daad bij het woord (of zo u wilt: het zwijgen) gevoegd, ambities opgesteld voor het verminderen van de CO2-uitstoot en heeft het 8 miljard dollar geïnvesteerd in nieuwe vormen van energie. Het bedrijf heeft weinig of niets van terug gezien van dat geld. De tijd was er nog niet rijp voor; regeringen waren toen nog niet bereid dit te steunen.
Macondo
Wat het bedrijf ook getekend heeft is de Macondo ramp in de Golf van Mexico in april 2010 waarbij ongeveer 5 miljoen vaten olie vrijkwam. Het kostte toenmalig topman Tony Hayward de kop.
In totaal heeft Macondo BP meer dan 65 miljard dollar aan boetes en schadevergoedingen gekost; vergelijkbaar aan de huidige marktwaarde van het bedrijf. Daardoor heeft het, aan het begin van de huidige storm, de meest wankele positie van alle majors. Er zijn veel velden noodgedwongen verkocht. De gearing was (pre-corona) gestegen tot ongeveer 38%.
Het imago van het bedrijf is er ook door getekend. In theorie had dit iedereen kunnen overkomen maar het was geen toeval dat het BP overkwam. Het bedrijf zeilde in die tijd scherper aan de wind als het om veiligheid ging. Er is nu ongetwijfeld veel gedaan om dat te verbeteren.
Het is Bob Dudley geweest die de afgelopen 10 jaar het bedrijf in rustiger vaarwater heeft gebracht met een grotere focus op het dag in dag uit fatsoenlijk opereren van putten, velden en fabrieken en een kleinere focus op spectaculaire overnames. Dat heeft het bedrijf goed gedaan.
Een afschrijving van 13 tot 17.5 miljard dollar
Met dat rustiger vaarwater is het nu afgelopen. Op de korte termijn heeft de coronacrisis geleid tot een vermindering van de olievraag (gemiddeld over 2019) van ongeveer 10%. Het kan tot 2022 of 2023 duren voordat de vraag het oude niveau weer bereikt. Op de middellange termijn blijft schalieolie uit de VS een langdurige terugkeer naar prijzen boven de 60 dollar per vat onwaarschijnlijk maken. En op de lange termijn geven klimaatverandering en energietransitie een neerwaartse druk op de olievraag en (veel belangrijker voor een olieproducent) een neerwaartse druk op de olieprijs.
Het energielandschap is fundamenteel veranderd en er is geen enkele grotere Europese olie- en gasproducent die daarvoor de ogen sluit. BP kondigde in februari een nieuwe strategie aan om zich, op de lange termijn, te hervormen tot een lower carbon energiebedrijf. Beyond Petroleum 2.0 was daarmee een van de eerste daden van de nieuwe topman Bernard Looney.
Een persbericht van afgelopen week was veel specifieker over de korte termijn gevolgen van coronacrisis en energietransitie. Naast de al eerder aangekondigde investeringsverlagingen (25% in 2020) en een geplande reductie van het aantal werknemers (15%), vergelijkbaar met de plannen van andere majors, werd er aangegeven dat men voortaan rekent met een gemiddelde lange termijn olieprijs (Brent) van rond de 55 dollar per vat en een prijs van 100 dollar per ton CO2 aan uitstoot (ter vergelijking: de huidige EU ETS prijs voor CO2 is ongeveer 25 dollar per ton). Wat hierbij opvalt is dat BP tot voor kort blijkbaar rekende met een beduidend hogere prijs dan 55 dollar per vat; dat is naar mijn verwachting voor de directe concurrenten van BP niet het geval.
Het bedrijf gaf aan dat dit zou leiden tot een afschrijving op bv velden, licenties en fabrieken van ongeveer 13 tot 17.5 miljard dollar voor het tweede kwartaal.
Bubbels zitten in de hoek waar men het niet verwacht
Analisten verwachten dat de reeds relatief hoge gearing (38%) nu verder zal stijgen waarmee het bedrijf nu met afstand de hoogste gearing van de majors krijgt (ter vergelijking: Chevron 10%, Shell 25-30%). Met de duidelijke correlatie tussen de kosten van financiering en de gearing is het waarschijnlijk dat bij de bekendmaking van de tweede kwartaal resultaten op 4 augustus het dividend verminderd zal worden.
Net als indertijd Beyond Petroleum 1.0 wordt Beyond Petroleum 2.0 nu met instemming begroet. Dat zal niet voldoende zijn; uiteindelijk gaat het om de resultaten. Wat de koers van BP kan helpen is dat de verwachtingen voor grote olie- en gasbedrijven ondertussen zo laag zijn. Dat terwijl de olieprijs die deze bedrijven nodig hebben om cash flow neutraal te zijn (na betaling dividend) tussen 2010 en 2019 daalde van gemiddeld ongeveer 100 naar 50 dollar per vat.
Uiteindelijk zal het, naar mijn inschatting, makkelijker zijn voor bedrijven als BP en Shell om te voldoen aan de lage verwachtingen dan het voor bedrijven als Ørsted en Tesla zal zijn om te voldoen aan de torenhoge verwachtingen. Bubbels zitten in de hoek waar men het niet verwacht.
Op 23 juni, dinsdagochtend 06.30, staat er een nieuwe aflevering van onze podcast Blik op olie en gas (samen met Remco de Boer en Hans van Cleef van ABN Amro) online; onder andere over dit onderwerp.
Op weg naar negatieve gasprijzen?
Afgelopen vrijdag daalde de toonaangevende front month TTF gasprijs tot ongeveer 1.2 $/MMBtu (minder dan 4 €/MWh). Sinds begin van het jaar is de prijs met ongeveer 70% gedaald. Kan de gasprijs, in navolging van de Amerikaanse olieprijs ruim een maand geleden, hier ook op een gegeven moment negatief worden?
Een overaanbod van gas.
De coronacrisis leidt ertoe dat het verbruik van gas afneemt. Wereldwijd zal de vraag naar gas dit jaar met ongeveer 5% afnemen ten opzichte van 2019, zo schat het IEA. Dat mag dan minder zijn dan de 10% waarmee de olievraag dit jaar vermindert, het komt voor de gasindustrie wel op een ongelukkig moment.
Sinds eind 2018 is er wereldwijd een overaanbod aan gas – iets dat een neerwaartse druk uitoefent op de gasprijzen. Het is het gevolg van de vele nieuwe LNG (vloeibaar gas) plants die de laatste jaren op de markt kwamen. Die stroom van nieuwe plants gaat nu verminderen maar het duurt, afhankelijk van hoe de coronacrisis zich ontwikkelt, nog zeker zo’n 2-3 jaar voordat er aan het overaanbod een einde komt.
Gasopslagen beginnen vol te lopen.
Gasmarkten hebben een heel andere dynamiek dan oliemarkten. Olie wordt veel meer dan gas voor transport gebruikt. Er kunnen substantiële verschillen zijn tussen de gasprijzen in Azië, Europa en de VS (al is de trend dat die verschillen kleiner worden door de toenemende handel in LNG). De gasvraag is meer seizoensgebonden wat betekent dat er een grote opslagcapaciteit is die in de zomer geleidelijk gevuld wordt. Een equivalent van de OPEC is er niet voor gas al kan Rusland op de Europese markt wel de rol van swing producer vervullen.
Europese gasopslagen zijn relatief vol aan het begin van de winter en relatief leeg aan het eind van de winter. In deze tijd van het jaar zijn ze gemiddeld voor ongeveer 30% vol. Op dit moment zijn ze echter al voor ongeveer 70% gevuld. In het huidige tempo lopen ze aan het eind van de zomer helemaal vol.
Dus gaat, net als een maand geleden voor olie, de markt zijn werk doen. De prijzen gaan net zo lang omlaag totdat de aanvoer van gas gaat teruglopen. Die aanvoer moet zo veel teruglopen dat voorkomen wordt dat aan het begin van de winter, als de vraag weer begint aan te trekken, de opslagen bij wijze van spreken overlopen.
Bij olie leidde dat op een gegeven moment, kortstondig, tot negatieve prijzen in de VS voor het Mei WTI contract. Bij dat contract wordt er, in tegenstelling tot bij Brent olie, bij expiratie van het contract daadwerkelijk olie geleverd en wel in Cushing, Oklahoma. Bij Brent, waarbij de olie zich veelal op zee bevindt of in opslag aan de kust, wordt er cash afgerekend.
Europa: de swing consumer van gas.
Bij gas zou dit op een gegeven moment ook tot negatieve prijzen kunnen leiden. En dat zou met name in Europa het geval kunnen zijn.
Europa is de afgelopen jaren als swing consumer voor gas gaan functioneren. Alle LNG waarvoor wereldwijd geen plekje kon worden gevonden belandde in Europa. Er is een grote aanlandingscapaciteit voor LNG in Europa (het fungeert als back-up voor Russisch gas waarvan we niet al te zeer afhankelijk willen zijn). Daarnaast is er veel potentieel om meer gas te verbruiken bij de elektriciteitsvoorziening. Zowel kolen- als gascentrales draaien hier op beperkte kracht en het is relatief makkelijk om voor elektriciteit van kolen op gas om te schakelen.
Het overaanbod van gas is nu door de coronacrisis echter zo groot geworden dat Europa moeite krijgt de rol van swing consumer volledig te vervullen. En dus gaan de gasprijzen omlaag – totdat ook het aanbod in voldoende mate omlaag gaat. En wordt de contango situatie (gas voor aflevering op een termijn van een maand goedkoper dan gas voor aflevering op de lange termijn) steeds geprononceerder.
Wie gaat er terug met de gasproductie?
Hoe dit proces verder zal verlopen hangt vooral af van de gasproducenten – met name Rusland (dat het gas vooral per pijpleiding exporteert) en de grote LNG producenten zoals Qatar en de VS. Van deze producenten heeft Rusland de laagste kosten. Toch is het juist Gazprom dat op dit moment de export van pijpleiding gas, nadat deze van 2014 tot 2019 snel gegroeid was, langzaam wat laat teruglopen. Zij zijn meer flexibel dan LNG producenten en hebben geen zin in een prijzenoorlog.
Voor LNG zijn de kosten nu beduidend hoger dan wat het gas in Europa oplevert. Toch zag men juist hier de productie tot nu toe maar langzaam terug gaan. Een LNG plant is er op gemaakt om de hele tijd op volle capaciteit door te blijven draaien. Het volledig stoppen (en met name het weer opstarten) is kostbaar en tijdrovend; iets dat men zoveel mogelijk zal vermijden. Daarnaast wordt veel gas afgenomen via lange termijn contracten die, zowel qua prijs als volume, slechts een beperkte flexibiliteit kennen.
Opslag van LNG in LNG tankers is kostbaarder dan het opslaan van olie in olietankers; en is slechts een korte termijn oplossing. Hoe goed LNG tankers ook zijn geïsoleerd (om het gas op -163 graden Celsius te houden); elke week verdampt er ongeveer 0.5 – 1% (“boil-off”).
Naar verwachting zal de komende weken de Amerikaanse LNG export wel substantieel gaan afnemen; de huidige lage prijzen leiden er nu toe dat een aantal afnemers, onder betaling van een substantiële boete, ladingen met aflevering in juni of juli zijn gaan afzeggen. Grotere LNG plants in de VS kunnen dan een train volledig stilzetten.
Het is goed mogelijk dat de Europese gasprijs op een moment negatief wordt maar het zal kortstondig zijn. Het is het ultieme machtsmiddel van de markt om producenten te dwingen toch echt omlaag te gaan met de productie.
BP: de volgende major die het dividend verlaagt?
Voor gasproducenten is een jaar van lage prijzen van veel groter belang dan een dag van negatieve prijzen. Dit doet zeer bij de majors als Shell en ExxonMobil die qua hoeveelheid energie nu vaak meer gas dan olie produceren. Het is niet voor niets dat Shell recent het dividend verlaagde.
Het lijkt waarschijnlijk dat een bedrijf als BP dit later in het jaar ook zal gaan doen. Van de majors heeft BP nu de hoogste gearing en daarmee ook de hoogste kosten om geld te lenen. Nu de nieuwe CEO de nodige goodwill heeft gekweekt met de nieuwe klimaatambities van BP kan het een goed gecommuniceerde dividendverlaging wel aan.
Een nieuwe aflevering van onze podcast Blik op Olie en Gas (met Remco de Boer en Hans van Cleef), waarin ook aandacht voor deze materie, staat vanaf dinsdagochtend 26 mei online. Voor wie verder wil lezen: zie bij voorbeeld de Shell 2020 LNG outlook (pre-Corona) en een recente studie van het Columbia Center on Global Energy Policy over de invloed van de coronacrisis op de LNG industrie.
Een rondje langs de olievelden
“Het vollopen van de olietanks gaat leiden tot lagere olieprijzen”, zo was de teneur van mijn column twee weken geleden. Het bleek, na de soms negatieve prijs voor het mei WTI oliecontract van afgelopen week, geen woord teveel gezegd. Laten we, nu de rook op het slagveld enigszins is opgetrokken, een rondje langs de velden maken.
Equinor verlaagt het dividend
Equinor (het vroegere Statoil) kondigde aan het dividend voor het eerste kwartaal van dit jaar met twee derde te verlagen. Hiermee wordt een taboe doorbroken. Opvallend was dat deze ingrijpende beslissing nauwelijks invloed had op de koers van het aandeel.
Vrij algemeen was de verwachting dat de grote oliebedrijven het eerst een half jaar zouden proberen om het dividend op peil te houden. Ze hadden zich recent ook verzekerd van de daartoe benodigde kredietfaciliteiten. Blijft men vasthouden aan het dividend nu er één schaap over de dam is? Het is nu geen business as usual maar misschien wordt het ook wel geen crisis as usual.
Het geeft hoop dat bedrijven als Shell op een gegeven moment ook het dividend tijdelijk gaan verlagen. Het is beter voor de lange termijn toekomst van het bedrijf. Het laatste wat je als aandeelhouder moet willen is dat men in de huidige markt assets gaat verkopen om het dividend te kunnen blijven betalen.
Total op overnamepad
Tullow verkoopt zijn assets in Oeganda aan Total voor een prijs van 575 miljoen dollar. In 2019 was nog sprake van de verkoop van 67% van deze assets voor 900 miljoen dollar; een deal die op het laatste moment niet doorging.
Het gaat hierbij om de ontwikkeling van een ooit door Tullow gevonden veld dat uiteindelijk ongeveer 230.000 vaten per dag kan gaan produceren. Productie uit deze onshore velden heeft relatief lage kosten. Lange tijd was deze vondst het kroonjuweel in de portfolio van Tullow.
Het probleem is dat er een pijpleiding naar de kust moet worden aangelegd. De overgebleven partners, Total en het Chinese CNOOC, hebben de financiële slagkracht om dat tot een goed einde te brengen. Het diep in de schulden zittende Tullow heeft dat niet. Het is iets dat we nu vaker zullen gaan zien in de olie-industrie: financieel krachtige bedrijven die de krenten uit de pap vissen bij bedrijven die met grote schulden het water aan de lippen staat.
Het grote olieakkoord: voor de bühne
Een week na het grote olieakkoord van OPEC+, opgezet door Saoedi-Arabië, Rusland én de VS, zonken de olieprijzen weg. Het WTI oliecontract voor levering in mei kreeg vlak voor het aflopen van het contract tijdelijk zelfs een negatieve waarde; iets dat een grote psychologische betekenis had. Handelaren die zich niet hadden verzekerd van opslagruimte in mei moesten van dit contract af en werden door de markt gemangeld. Het overwinningsrondje van Trump, inclusief de claim dat hij de Amerikaanse olie-industrie gered had, was van korte duur.
Saoedi-Arabië en Rusland willen best productieverminderingen beloven. Maar vrijwillig is het niet, ook zij zijn hiertoe gedwongen in een wereld waarin de vraag naar olie met zo’n 30% is verminderd en de opslagruimtes vol beginnen te raken. Kijk naar hun daden en niet naar hun woorden. De dag na het akkoord maakte Saudi Aramco de prijzen voor hun olie in mei bekend. De kortingen die zij hierin gaven ten opzichte van Brent olie of Dubai olie waren van een ongekende hoogte. Dat maakt deel uit van een keiharde strijd om marktaandeel.
De uitval van de olievraag is nu veel te groot om OPEC+ de optie te geven als swing producer te functioneren en de prijs hoog te houden. Dus gaan zij voor de next best: zij drukken de hoge kosten producenten eruit (met name schalieolie uit de VS).
De markt begint te werken
Met steeds voller lopende opslagtanks zijn de prijzen die olieproducenten op dit moment krijgen bijzonder laag. Dat is met name het geval in onshore gebieden waar raffinaderijen nu minder draaien en de afvoercapaciteit per pijpleiding beperkt is. Zo staat WCS (Western Canada Select) al een maand lang onder de 10 dollar per vat. De productie in gebieden als West Texas, North Dakota en Alberta (Canada) is nu met zo’n 30% gedaald en dat zal alleen maar meer worden. Het is de markt die hier nu zijn werk doet.
Veel bedrijven zijn nu alleen bezig te overleven. Als de daling van het aantal actieve Amerikaanse boortorens zich in het huidige tempo voortzet wordt er hier over een maand nauwelijks meer naar olie geboord. De schattingen voor de daling van de olieproductie in de VS eind volgend jaar lopen nu op tot boven de 4 miljoen vaten per dag.
De opslagtanks in de VS en Europa zijn nog niet vol maar alle nog beschikbare ruimte is wel vastgelegd door producenten en handelaren. Het tempo waarmee de tanks vollopen begint nu door de productieverminderingen ook iets af te nemen. Of dat genoeg is om het volgende WTI maandcontract (levering in juni) voor negatieve prijzen te behoeden valt nog te bezien. Maar er is wel een (dure) les geleerd; vorige week verminderde het aantal uitstaande juni contracten met 37%. Men wil het niet meer op het laatste moment laten aankomen.
De uitval van de vraag blijft allesbepalend
De olifant in de kamer blijft de grote vermindering van de vraag. Hoe lang de maatregelen om de verspreiding van het virus tegen te gaan zullen aanhouden weten we niet. Als u wilt instappen in olieproducenten: doe het gespreid en focus op de financieel solide bedrijven.
Alleen naar olie kijkend zou dit geen slecht moment kunnen zijn. De negatieve olieprijs en de vollopende opslag zorgen voor bakken slecht nieuws en een negatief sentiment. De beste remedie tegen een lage olieprijs is echter een lage olieprijs (en de lage investeringen die hier het gevolg van zijn). De grootste krapte in de opslagcapaciteit lijkt niet meer dan enkele weken van ons verwijderd te zijn.
Wat zorgen baart zijn de algemene ontwikkelingen op de beurs. Sinds het dieptepunt in maart stegen de beurzen wereldwijd met ruim 20% terwijl de vooruitzichten voor de economie juist een stuk verslechterden. Na de grote crash in oktober 1929 stegen de koersen begin 1930 met 40%; om vervolgens met 80% te dalen. De geschiedenis zal zich nooit exact herhalen. Maar soms rijmt het wel.
Het grote olieakkoord: te weinig, te laat
Saoedi-Arabië en Rusland bereikten een akkoord over een totale OPEC+ productieverlaging van ongeveer 10 miljoen vaten per dag. Het zal niet genoeg zijn om te voorkomen dat de opslagtanks gaan vollopen. Dat geeft een neerwaarts risico voor de olieprijs.
De olifant in de kamer is hier de ongekende uitval van de olievraag. De lockdown waarin veel landen zich bevinden om de verspreiding van het coronavirus tegen te gaan, leidt nu wereldwijd tot een vermindering van de olievraag van ongeveer 30% (rond de 30 miljoen vaten per dag).
Dat op te lossen gaat de capaciteit van OPEC+, met een totale olieproductie van ongeveer 40 miljoen vaten per dag, te boven. De markt zal zijn werk moeten doen. Dat kan, maar alleen met behulp van een olieprijs die dermate laag is dat genoeg producenten over de hele wereld, met relatief hoge operationele kosten, er uit zichzelf toe over gaan.
Wat Saoedi-Arabië en Rusland (zij hebben het voor het zeggen binnen OPEC+) nu proberen is dat pijnlijke proces zo goed mogelijk te managen. Men wil voorkomen dat de olieprijs volledig onderuit gaat en hoopt dat deze voorlopig rond het huidige niveau (ruim 30 dollar per vat voor Brent) blijft hangen. Dat is nog steeds laag genoeg om schalieolie serieus pijn te doen. Daarnaast wil men de olievoorraden niet al te snel laten oplopen.
Men had hierbij ook weinig keus. Rusland en Saoedi-Arabië zouden nu hun productie alleen op peil kunnen houden door enorme kortingen te geven op de prijs. Wat hier wordt gepresenteerd als een vrijwillige productiemaatregel is in feite een door de marktomstandigheden afgedwongen productievermindering.
De opslagtanks lopen vol
Rusland en Saoedi-Arabië kopen nu meer tijd. Met deze productieverlagingen stelt men een volledig vollopen van de opslagcapaciteit enige weken uit, tot eind mei. In de praktijk zal op veel plaatsen de lokale opslagcapaciteit reeds eerder vollopen; het is een proces dat nu al gaande is.
Met het vollopen van lokale opslagtanks nemen ook de prijsverschillen toe. Olie die zich in een tanker bevindt, en vervoerd kan worden naar het laatste resterende restje opslagcapaciteit, is nu een stuk meer waard dan olie in een gebied met een beperkte raffinage of opslagcapaciteit, op grote afstand van de kust.
De internationale benchmarks zoals Brent en WTI geven op dit moment geen goed beeld van de prijs waarop veel olie nu daadwerkelijk verkocht wordt. WCS (West Canada Select), Urals (Rusland) of WTI Midland (West Texas) doen op dit moment veel lagere prijzen en duiken soms onder de 10 dollar per vat.
Een neerwaarts risico voor de olieprijs
De huidige OPEC+ productiemaatregelen zullen, tenzij de olievraag nu weer onverwacht snel aantrekt, niet genoeg blijken te zijn. Men kan hiermee de prijs op het huidige niveau houden of afzien van verdere productieverlagingen maar beide tegelijk zal niet lukken.
Daarmee zal op de korte termijn het potentieel voor een neerwaartse beweging van de olieprijs groter zijn dan een opwaartse. Dat de olieprijs maandag slechts weinig bewoog na het definitief worden van het akkoord geeft aan dat de markt zijn twijfels heeft.
Voor de langere termijn ziet het er anders uit. Wie weet wat er allemaal mogelijk is als men wereldwijd alles op alles zet om zo snel mogelijk een vaccin te ontwikkelen. Dat Ursula von der Leyen, voorzitter van de Europese Commissie, de verwachting uitsprak dat er eind dit jaar een vaccin zal komen biedt hoop. Zij zal die uitspraak niet zomaar doen.
Volle opslagtanks gaan leiden tot lagere olieprijzen
Door de snelle verspreiding van het coronavirus werden overheden de afgelopen weken gedwongen drastische maatregelen te nemen. In veel landen werden de grenzen gesloten. Fabrikanten en winkels sluiten, al of niet gedwongen, nu de deuren. Dit alles gaat niet voorbij aan de olie- en gasindustrie.
Een ongekende daling van de olievraag
Voor olie aandelen is het probleem niet meer dat Saudi-Arabië en Rusland begin deze maand het niet eens werden over productiebeperkingen. Het centrale punt is nu de ongekend snelle daling van de olievraag door alle maatregelen die worden genomen om een verdere verspreiding van het coronavirus tegen te gaan.
De meest recente schattingen komen nu uit op een vermindering van de olievraag in April met 15 tot 20 miljoen vaten per dag (normaal schommelt de vraag nu rond de 100 miljoen vaten per dag). Consultant Rystad Energy houdt het op 16 miljoen vaten per dag minder. Bank Goldman Sachs op 18.9 miljoen. Oliehandelaar Vitol op 15 tot 20 miljoen. Een dergelijke dramatische snelle vermindering van de olievraag is nog nooit voorgekomen.
Voor 2020 als geheel rekent men nu op een vermindering van de vraag met ongeveer 5 miljoen vaten per dag. Dat getal is relatief onzeker en hangt vooral af van de mate waarin de huidige maatregelen tegen de verspreiding van het virus in de tweede helft van dit jaar gecontinueerd moeten worden (en de mate waarin regeringen dat ook willen – gezien de grote economische impact). Voor wie meer informatie zoekt: de rapporten van consultant Rystad Energy over de invloed van het coronavirus op de olievraag staan niet meer achter een betaalmuur.
Volle opslagtanks gaan leiden tot lagere olieprijzen
Schalieolie mag dan relatief snel reageren op de olieprijs, er gaat wel enige maanden overheen. Bij een prijsniveau van 20-30 dollar per vat zullen er minder putten geboord gaan worden en zal de schalieolieproductie de komende 18 maanden met zo’n 2-4 miljoen vaten per dag gaan dalen. Dat is substantieel maar lost het grote overaanbod voor de komende maanden niet op. Voor conventionele olie duurt het nog langer voordat de productie begint te zakken als gevolg van het afblazen van nieuwe projecten.
We bevinden ons nu op onbekend terrein. De uitval van de vraag is dermate groot dat bij een voortzetting van de huidige productie de resterende opslagcapaciteit eind april of in mei verdwenen zal zijn. Ook als Saoedi-Arabië en Rusland het zouden willen: dit gaat hun capaciteit als swing producer ver te boven. Als hun strijd om marktaandeel nu officieel zou worden afgeblazen heeft dat meer een psychologisch dan een reëel effect.
Als de opslagcapaciteit vol loopt betekent dat er minder olie geproduceerd moet worden. In theorie zou dat kunnen als elke producent vrijwillig bij voor beeld 10% minder gaat produceren. In de praktijk is het veel waarschijnlijker dat de prijs gaat dalen; tot het moment dat genoeg producenten met relatief hoge operationele kosten stoppen met de productie. Prijzen van onder de 15 dollar per vat zijn hiervoor noodzakelijk. Zolang er geen uitzicht is op herstel van industrie en transport (en dus van de olievraag) zullen de olieprijzen een neerwaartse trend blijven vertonen.
Langdurig stoppen met de productie is iets wat men normaal gesproken zo veel mogelijk vermijdt; het weer opstarten van een stilgelegd veld kost veel geld. In de praktijk zal dan een deel van de ingesloten productie dan niet meer terug komen. Producenten met toegang tot transport per tanker zijn hier in het voordeel; tankers kunnen wereldwijd de laatste overgebleven opslagcapaciteit opzoeken.
Gevolgen voor de olie-industrie
Voor veel schalieolie producenten en niche exploratiebedrijven zoals Tullow kan dit het faillissement betekenen. De geïntegreerde majors (Shell, BP, Total enz.) staan er beter voor met gemiddeld lagere kosten en met activiteiten die verdeeld zijn over de gehele keten. Toch krijgen ook zij het moeilijk. Zij hebben allen de afgelopen twee weken bezuinigingen aangekondigd en het stopzetten van de inkoop van eigen aandelen. Als dit langere tijd gaat duren zal het hoge dividend op de tocht komen te staan.
Als individuele belegger kan men best leven met een stopzetting van het dividend van 1 of 2 jaar. Gebruik het geld maar om een aantal velden met lage break even kosten voor een appel en een ei op te kopen van kleinere en financieel minder sterke bedrijven. Pensioenfondsen die vertrouwen op de hoge dividenden van een bedrijf als Shell dachten daar, in ieder geval in het verleden, anders over. Bedrijven als Shell moeten zich gaan afvragen of het hoog houden van het dividend, om beleggers als pensioenfondsen tevreden te houden, geen al te hoge prijs wordt, die ten koste gaat van de lange termijn winstgevendheid van het bedrijf.
Hoe gaat het verder met het coronavirus?
Het zwaartepunt van het virus is nu verplaatst van China naar Europa. Voor Europa zijn er nu (28 maart) ongeveer 300000 gerapporteerde gevallen. Het werkelijke aantal besmettingen (waarvan een deel asymptomatisch) ligt vele malen hoger en is uitermate onzeker. Het aantal gevallen in de VS neemt nu zorgwekkend snel toe.
Er zijn twee strategieën om met het coronavirus om te gaan: een volledige onderdrukking die er op gericht is het aantal besmettingen permanent zo laag mogelijk te houden of een meer gedeeltelijke onderdrukking die er op gericht is het aantal besmettingen beheersbaar te houden en het beschikbare aantal Intensive Care bedden niet te overschrijden.
Een volledige onderdrukking zoals in China leidt tot meer ingrijpende maatregelen die echter, als de strategie werkt, slechts voor een kortere tijd volgehouden hoeven te worden. Het gevaar van een tweede uitbraak ligt echter op de loer zodra sommige maatregelen worden losgelaten. Het is niet duidelijk of een volledig herstel van de Chinese economie bereikt kan worden in combinatie met de maatregelen die nodig zijn om een tweede uitbraak te beletten.
Er wordt rekening mee gehouden dat we dit gedurende langere tijd (tussen de 6 maanden en 2 jaar) in meer of mindere mate moeten volhouden; totdat er een vaccin is of een groot deel van de bevolking door besmetting immuun is. Mogelijk komen er bepaalde middelen die de symptomen bestrijden en helpen bij de behandeling. Mogelijk helpen straks warmere temperaturen op het Noordelijk halfrond. Onduidelijk is hoe snel de wereld economie weer zal kunnen opkrabbelen als het virus onder controle is. Tegen de tijd dat het zo ver is kunnen we in een diepe recessie zitten.
Tijd om in te stappen?
Op dit moment zijn veel effectenbeurzen met zo’n 30% gedaald. Dat mag dan in de buurt zitten van vorige crashes, zoals de financiële crisis uit 2008/2009, het lijkt niet overdreven veel voor wat er nu aan de hand. De omvangrijke steunmaatregelen die nu zijn aangekondigd in de VS en de EU lijken eerder de ernst van de situatie te signaleren dan een koopmoment. Hoe goed helpen al die maatregelen als bedrijven dicht zitten en mensen gedwongen thuis blijven? Het helpt hooguit om te voorkomen dat bedrijven failliet gaan. Ook in 2008/2009 kwam de dip voor de aandelen pas maanden na het grote steunpakket.
Niemand kan het tijdstip van de dip voorspellen (al is mijn onzekere verwachting: we zijn er nog niet). Met een lange beleggingshorizon kunt u overwegen nu een begin te maken met een gespreide inkoop van aandelen. Wie weet wat er allemaal mogelijk is als overal op wereld mensen op hun tenen lopen bij de zoektocht naar een vaccin. Een bloedbad onder olieproducenten kan ook het begin zijn van een tekort aan olie over 2–3 jaar; als de olievraag weer op niveau is. Als Saoedi-Arabië minder in staat is om de rol van swing producer te spelen leidt dat tot meer volatiliteit voor de olieprijzen; dat kan beide kanten op werken.
Van de grote oliebedrijven blijft Total mijn favoriete aandeel. Het vindt de juiste middenweg tussen nieuwe investeringen in duurzaam en het op peil houden van de oliereserves. De break even kosten en de schuld van Total zijn relatief laag; het rendement op het geïnvesteerd kapitaal relatief hoog. Het dividend is lager dan dat van Shell; dat geeft Total meer mogelijkheden voor acquisities in deze barre tijden.
Gearing ratio en olieprijs benodigd voor breakeven cash flow in 2020 (bij onveranderd dividend). Bron: WoodMac.
Bloedbad op de oliemarkten
Afgelopen vrijdag ging de olieprijs met 10% omlaag nadat duidelijk werd dat de OPEC, onder leiding van Saoedi-Arabië, en Rusland het niet eens konden worden over een verdere vermindering van de olieproductie. Dit kwam bovenop de zorgen over een snelle vermindering van de olievraag ten gevolge van het zich steeds verder uitbreidende coronavirus.
Maandagochtend daalde de prijs verder; Saoedi-Arabië heeft signalen afgegeven dat ze de productie willen opvoeren. Brent beweegt zich nu (9 Maart, 09.00) rond de 30 tot 35 dollar. Daarmee is de prijs sinds begin van dit jaar gehalveerd.
Het voorstel van OPEC was om de productie, nu al 2,1 miljoen vaten per dag lager, nog eens met een verdere 1,5 miljoen vaten per dag te verminderen. Voorwaarde was dat Rusland hiervan 0,5 miljoen vaten per dag voor zijn rekening zou nemen. Dit voorstel werd op donderdag naar buiten gebracht, voordat er achter de schermen met de Russen overeenstemming was bereikt. Hiermee werd de Russen het pistool op de borst gezet: take it or leave it!
Het was een tactiek die op spectaculaire wijze faalde. De rol van de bully op het speelplein heeft Vladimir Putin voor zichzelf gereserveerd en die zal hij niet zomaar uit handen geven.
Boven de vergadertafel hing de schim van schalieolie
Niet bij de besprekingen aanwezig maar wel van grote invloed op de besluitvorming waren de producenten van schalieolie uit de VS. De afgelopen jaren werd het grootste deel van de stijging van de olievraag opgevangen door een verhoging van het marktaandeel van VS schalieolie. Daarmee was het minst winstgevende (in de praktijk vaak verliesgevende) segment van de olie-industrie het snelst groeiende. Waarbij de groei in hoge mate afhankelijk was van de olieprijs.
Er is nog iets anders dat in onderstaande figuur tot uitdrukking komt: waar waren toch die productieverminderingen van Rusland de afgelopen jaren? De reeks van Russische uitvluchten was indrukwekkender dan hun daadwerkelijk terugschroeven van de productie. Bedrijven als Rosneft trokken zich weinig aan van quota en dat realiseerde men zich in het Kremlin heel goed.
Maar ook voor Saoedi-Arabië was de pijn tot nu toe te overzien. De totale OPEC productie mag dan de afgelopen 5 jaar met zo’n 5 miljoen vaten per dag verminderd zijn; het leeuwendeel hiervan kwam voor rekening van landen als Venezuela (totale ineenstorting van het land), Iran (sancties) en Libië (interne machtstrijd). Dat zou bij een reageren op de nu snel teruglopende vraag naar olie anders worden: nu moest men echt aan de bak (net als eind 2008 bij de toenmalige financiële crisis).
Olieproductie van de VS, Rusland en Saoedi-Arabië (in 1000 vaten per dag). De olieproductie in de VS is nu gestegen tot boven de 12 miljoen vaten per dag. Bron: John Kemp
Putin’s gok: dit is het moment om schalieolie aan te pakken
Maar waarom deed Rusland dan niet mee? Tenslotte konden zij toch hetzelfde spel spelen als voorheen (ga akkoord met een beperkte vermindering en kom met 6 maanden vertraging zuchtend en steunend op de helft uit)? Het was de niet onredelijke verwachting van een meerderheid van de analisten.
Uit hun nu gekozen aanpak kan alleen maar geconcludeerd worden dat zij de strijd om marktaandeel serieus willen aangaan met VS schalieolie. Putin kan het zich permitteren; het Russische staatsbudget speelt dit jaar quitte met een gemiddelde prijs van 42 dollar per vat (de Saoedi’s hebben daarvoor ongeveer 80 dollar nodig). De Amerikaanse sancties tegen de Nordstream2 pijpleiding zitten hem ook niet lekker.
Het is een riskante strategie die eerder in 2016 niet was vol te houden. Maar als er een moment is om het te proberen is het nu. Schalieolieproducenten zaten afgelopen jaar toch al in de hoek waar de klappen vallen; ook zonder een dalende olievraag door het coronavirus.
Wall Street heeft er genoeg van steeds meer geld te pompen in een tot nu toe meestal verliesgevende activiteit. De productie van schalieolie brengt steeds meer gas met zich mee wat weinig oplevert maar wel ten koste gaat van de olieproductie. De ruimte voor nieuwe putten in de beste gebieden wordt kleiner. Verdere technische vooruitgang, met kleinere stapjes, heeft moeite daarvoor te compenseren.
Zolang het coronavirus niet is ingedamd blijft voorzichtigheid geboden
Zonder vermindering van de productie gaan we een periode met een groot overaanbod van olie tegemoet. Daarbij is een prijs van rond de 20 dollar per vat niet denkbeeldig. Het is mogelijk dat er nog overlegd gaat worden tussen OPEC en Rusland, of dat Saoedi-Arabië op een gegeven moment in zijn eentje verdere verminderingen doorvoert. Maar het kwaad voor de olieprijzen is al geschied
Veel zal nu afhangen van de verdere verspreiding van het virus. In China neemt het aantal nieuwe besmettingen nu snel af. Wat gaat er gebeuren in Europa en de VS? Het is mogelijk, maar geen gegeven, dat warmer weer de verdere snelle verspreiding van het virus zal tegengaan. Hoe effectief zullen de maatregelen in Europa zijn? Niet alle landen zullen in staat zijn dezelfde, soms draconische, maatregelen door te voeren als in China.
Hoe groot de invloed van het virus op de gemiddelde olievraag in 2020 zal zijn is nog volstrekt onduidelijk. Bij een snelle indamming kan dit nog beperkt blijven tot 0,5 miljoen vaten per dag. Veel analisten gaan nu uit van ongeveer 1 miljoen vaten per dag wat zou betekenen dat de olievraag, voor het eerst sinds lange tijd, niet stijgt. Een veel grotere daling kan niet worden uitgesloten.
Probeer geen vallend mes te vangen
Op dit moment is er grote onzekerheid en zijn er verschillende scenario’s mogelijk. Saoedi-Arabië mag nu wel aankondigen dat ze de productie willen opvoeren; Rusland zal een prijsoorlog veel langer kunnen volhouden dan Saoedi-Arabië. Het is Poetin die in dit spel de beste kaarten in handen heeft.
Schalieolieproducenten zijn een diverse groep. De zwakke broeders zoals Chesapeake kunnen relatief snel failliet gaan. De financieel sterkere bedrijven als EOG kunnen het lang volhouden. Voor de majors zoals Shell en ExxonMobil zal, als dit lang gaat duren, de vraag opkomen of zij het dividend hoog kunnen houden. In tegenstelling tot 2016 liggen de gasprijzen nu ook uitermate laag.
Uiteindelijk zal deze crisis een tijdelijke zijn. Dat betekent dat er ergens een koopmoment komt voor aandelen in financieel solide olieproducenten. Buy the dip klinkt mooi maar wanneer is de dip? Zolang er geen zicht is op productieverminderingen en het aantal dagelijkse nieuwe besmettingen in Europa nog zo snel stijgt, lijken we eerder te zitten in de fase die vooraf gaat aan de dip: die van het vallend mes wat men niet moet proberen op te vangen.
Coronavirus leidt tot onrust op de oliemarkt
De verspreiding van het virus leidde tot een snelle daling van de vraag naar olie in China. De olieprijs daalde met 20%. Het lijkt erop dat de maatregelen tegen de verspreiding van het virus nu beginnen te werken. Gaan de olieprijzen zich herstellen?
Sinds december 2019 is het aantal mensen dat geïnfecteerd is met het coronavirus snel toegenomen. Tot nu toe zijn er volgens de WHO (World Health Organisation) ongeveer 40.000 mensen waarvan het vast staat dat ze geïnfecteerd zijn en vielen er ruim 800 doden. Verreweg de meeste infecties hebben tot nu toe plaats gevonden in China, met name in Wuhan (een stad in midden China met ongeveer 11 miljoen inwoners).
Vergeleken met een eerdere uitbraak van het SARS virus in 2003 in China lijkt de snelheid waarmee het virus zich verspreidt groter te zijn maar lijkt het aantal sterfgevallen relatief klein. In deze vroege fase is er nog veel onduidelijk. In welke mate zal de epidemie zich verder verspreiden en van invloed zijn op economieën buiten China?
Op een vaccin hoeven we voorlopig niet te rekenen; dat zal op zijn minst een jaar gaan duren. In de tussentijd moeten we het hebben van het isoleren van patiënten en het beperken of stilleggen van het verkeer in getroffen gebieden. Dat is wat er nu ook in China op relatief grote schaal en rigoureus gebeurt. Verder zal bij hogere temperaturen en meer zonlicht de snelheid waarmee het virus zich verspreidt naar alle waarschijnlijkheid verminderen.
Chinese olievraag stort in
Het coronavirus leidt op dit moment tot een substantiële afname van de olievraag in China, als gevolg van een afname van het verkeer en een afname van de industriële activiteit. Hoe groot deze afname precies is, is nog onduidelijk maar sommige schattingen komen zelfs uit op een huidige afname van ongeveer 3 miljoen vaten per dag (ongeveer een kwart van de normale Chinese vraag en ongeveer 3% van de wereldwijde olievraag).
Veel zal afhangen van de verdere verspreiding van het virus. Schattingen van de gemiddelde daling van de olievraag voor het jaar 2020 lopen nu uiteen van ongeveer 200.000 tot 500.000 vaten per dag. Vergeleken met de uitbraak van het SARS virus in 2003 is de invloed van China op de wereldwijde economie en olievraag enorm toegenomen.
Brent is nu gedaald tot ongeveer 55 dollar per vat; een daling van ongeveer 20% ten opzichte van het begin van het jaar. Het verdere verloop over de komende weken zal afhangen van de verdere verspreiding van het virus en de mate waarin de OPEC bereid is de olieproductie terug te schroeven.
Brent olieprijs. Bron:FED
Voor gas komt dit bovenop een bestaand overaanbod
Niet alleen op de oliemarkten laat het coronavirus zich gelden. Twee grote Chinese LNG afnemers hebben reeds force majeure verklaard voor hun ladingen. De Financial Times stelde afgelopen vrijdag dat 70% van de ladingen in februari een dergelijk risico lopen.
Of de contracten het zich beroepen op force majeure ook toelaten is op dit moment onderwerp van discussie. De verkopers van LNG stellen dat, zolang quarantaine maatregelen het lossen niet onmogelijk maken, dat niet het geval is. Zij verdenken de afnemers ervan liever tegen een veel lagere prijs LNG te kopen op de spot markets.
Gasprijzen op de Aziatische spot markets zijn ondertussen gedaald tot onder de 3 $/MMBTU; lager dan ze ooit gestaan hebben. Ook de Europese gasprijzen bevinden zich op historisch lage niveaus. De vraag is nu of en wanneer bedrijven hun LNG fabrieken (tijdelijk) gaan insluiten. Het is niet iets waar men snel toe overgaat, gezien de relatief hoge kosten die er bij het bouwen van LNG terminals gemaakt worden maar de huidige lage prijzen zijn extreem.
De gasmarkten liggen er dus veel slechter bij dan de wereldwijde oliemarkt. Dat komt omdat hier het effect van het coronavirus boven op een al uitermate zwakke markt komt. Sinds 2014 is er een stroom van nieuwe LNG fabrieken op de markt gekomen; iets dat sinds eind 2018 geleid heeft tot een voorlopig structureel overaanbod. Heel 2019 werd reeds gekarakteriseerd door dalende gasprijzen. Een herstel voor de gasprijzen lijkt veel minder nabij dan een herstel voor de olieprijzen. Het is maar goed dat de aanbieders van LNG een substantieel (maar wel dalend) deel van hun afzet verkopen via langetermijncontracten.
OPEC moet weer aan de bak
Het technisch comité van de OPEC heeft nu geadviseerd tot een verdere vermindering van de OPEC+ (OPEC inclusief Rusland) productie met 600.000 vaten per dag voor de eerste helft van dit jaar. Dat komt boven op de vermindering van 1,7 miljoen vaten per dag waartoe men eind vorig jaar besloot en een additionele vermindering van Saoedi-Arabië van 400.000 vaten per dag. De volgende vergadering staat gepland op 5 en 6 maart maar het is goed mogelijk dat men reeds voor die tijd een begin maakt met het verminderen van de productie.
In tegenstelling tot het aanpakken van een structureel overaanbod lijkt het verminderen van de OPEC productie bij een tijdelijke crisis (en dat is de huidige crisis tenslotte) wel degelijk zinvol. Mijn verwachting is dan ook dat OPEC additionele maatregelen gaat nemen. Daarbij zal Rusland, zoals in eerdere gevallen, pas laat het jawoord geven en een relatief klein deel van de productievermindering op zich nemen.
Op dit moment heeft de olieprijs de neiging te convergeren naar een niveau rond de 60-65 dollar (dicht bij de break even kosten van schalieolie uit de VS). Een prijs die daar ver onder ligt is op de langere termijn net zo min houdbaar als de hoge olieprijs van eind 2018.
Buy the dip?
Er beginnen nu indicaties te komen dat het aantal nieuwe gevallen per dag begint te dalen. Men kan dat zelf bijhouden op de site van de WHO. De figuur hieronder maakt deel uit van het overzicht van de situatie op zondag 9 februari. Let wel: deze figuur geeft de dagelijkse toename van het aantal nieuwe gevallen. Als deze figuur een maximum bereikt (en daar ziet het nu naar uit) dat is dat een indicatie dat we de piek van het totale aantal gevallen beginnen te benaderen.
Op basis van deze ontwikkeling kan men overwegen om in te stappen in een van de grote olieproducenten zoals Shell (waarvan de koersen de afgelopen weken behoorlijk zijn gedaald). Bij investeringen in de fossiele energiesector blijft voorzichtigheid wel geboden. Deze sector brengt, met de komende energietransitie, grotere risico’s en onzekerheden met zich mee dan vroeger het geval was.
Dagelijks aantal nieuwe, gerapporteerde, infecties. Bron: WHO (10 februari). De maatregelen in China lijken effect te hebben; tussen 5 en 9 februari daalde het aantal nieuwe gevallen van 4000 tot ruim 2500. Let wel: het is niet uitgesloten dat er nog een volgende piek komt (bij voorbeeld als andere landen niet in staat blijken te zijn de verspreiding van het virus tegen te houden).
Een gamechanger voor Apache (en Suriname)
Apache, een middelgroot Amerikaans oliebedrijf, heeft met de Maka Central-1 put een groot olieveld gevonden voor de kust van Suriname. Uit de informatie die tot nu toe naar buiten is gekomen, kan men afleiden dat deze vondst een gamechanger is voor Apache die mogelijk nog niet volledig is verwerkt in de koers van het bedrijf. Total had er uitzonderlijk veel voor over om zich hier voor 50% te kunnen inkopen.
Guyana. Een paar maanden geleden schreef ik voor Energeia (de energienieuwsdienst van het FD) een achtergrondartikel over de zoektocht naar olie in Suriname. In buurland Guyana vond ExxonMobil (operator met een 45% aandeel; partners zijn hier Hess en het Chinese CNOOC) in 2015 het Liza veld. Het was de eerste van de 15 ontdekkingen die ExxonMobil tot nu toe hier gedaan heeft; een ongekend succes. De totale hoeveelheid olie die hier gewonnen kan worden is nu opgelopen tot meer dan 6 miljard vaten. Wereldwijd was dit met afstand het grootste succesverhaal in de exploratie naar nieuwe olievelden van de afgelopen 5 jaar.
Liza produceert sinds enkele weken en dit jaar zal de productie oplopen naar 120.000 vaten per dag. Met Liza fase 2 en Payara zal de productie in 2023 naar verwachting zijn opgelopen tot 560.000 vaten per dag. Per inwoner zal Guyana dan meer olie produceren dan Koeweit.
Maka Central-1. De successen in Guyana leidden tot een grote interesse in het zoeken naar olie in deepwater Suriname. Verschillende grote namen zijn hier nu actief zoals Equinor, Tullow, Apache, Chevron, Kosmos, Petronas en ExxonMobil. Recent werden er door deze bedrijven 5 putten geboord; alle zonder succes. Daarin is nu verandering gekomen.
Apache bracht op 7 januari in een persbericht naar buiten dat de Maka Central-1 put op 2 verschillende niveaus olie had gevonden: 50 meter lichte olie en condensaat op een ondieper niveau (Campanian) en 73 meter middelzware olie op een dieper niveau (Santonian). Een derde interval waar zich hier olie zou kunnen bevinden (Turonian) was op dat moment nog niet bereikt; duidelijk werd nu dat dit interval pas met een volgende put zal worden getest. Maka Central-1 bevindt zich op slechts een tiental kilometers van de grens met Guyana (zie ook de figuur aan het einde van het artikel).
Deze aankondiging werd voorafgegaan door een aantal hectische weken voor Apache. In eerste instantie werd begin december meegedeeld dat men met de Maka put door zou boren naar een dieper interval. De markt wist niet goed hoe dit in te schatten; was het een positief teken dat er in de bovenste twee niveaus iets gevonden was (maar hierover was nog niets specifieks bekend) of was het een negatief teken dat men ging doorboren naar een dieper interval (wellicht omdat de resultaten tot dan toe teleurstelden). Het tweede gevoel overheerste en de koers daalde.
Eind december volgde een aankondiging dat oliegigant Total zich voor 50% had ingekocht in de licentie (blok 58) waarin de Maka put zich bevindt. Na drie exploratieputten (waarvan de Maka put de eerste is) zal Total operator worden. Hierop werd het koersverlies van begin december volledig ongedaan gemaakt om vervolgens, na de aankondiging van de resultaten van de Maka put, verder door te stijgen.
Een gamechanger. Normaal gesproken is het moeilijk voor een analist om in deze vroege fase de beperkte resultaten die naar buiten worden gebracht op waarde de schatten. In dit geval zijn er twee elementen die wijzen op een gamechanger: voor Apache én voor Suriname.
Ten eerste weten we nu de totale netto dikte van de oliekolom die nu is gevonden: een indrukwekkende 123 meter. Dat het hier geen zware olie betreft is uitermate belangrijk: de productie per put voor zware olie is veel lager en dus zijn de break even kosten per vat olie veel hoger. Een deepwater veld met zware olie wordt mogelijk niet eens ontwikkeld. Deze kolom is groter dan de 90 m van de put die Liza ontdekte. Gezien de nabijheid van Liza, en het vergelijkbare interval en de vergelijkbare diepte waarop olie gevonden is, lijkt het goed mogelijk dat de reservoir permeabiliteit (die bepaalt hoe makkelijk olie door een reservoir stroomt en daarmee grote invloed heeft op hoeveel een put produceert) ook vergelijkbaar is. Gebaseerd op de volumes van de Guyana velden is het waarschijnlijk dat alleen de bovenste 2 niveaus in het door de Maka Central 1 put ontdekte veld tenminste enige honderden miljoen vaten winbare olie bevatten (en mogelijk gaat dit richting een miljard).
Ten tweede weten we meer details van de overeenkomst tussen Apache en Total. Een analist heeft slechts een persbericht; een minieme fractie van de data waarover een oliebedrijf beschikt bij de evaluatie. Total heeft al die data wel ter beschikking gehad bij het voorbereiden van de deal met Apache. De details van die deal geven aan hoeveel Total er wel niet voor over had om zich hier in te kopen. Daarbij gaat het niet om de vergoeding van de tot dan toe gemaakte kosten, de eenmalige uitkering van 100 miljoen dollar of de royalties (tot $0.50 per vat) maar om de uitzonderlijk hoge cash carry.
Een cash carry houdt in dat een koper een gedeelte van de kosten van de verkoper betaalt bij het ontwikkelen van de olievelden (een fase die veel meer kapitaal vereist dan de exploratie). Van de eerste 10 miljard dollar aan totale kosten betaalt Total geen 50% maar 87.5% (75% van de volgende 5 miljard dollar en 62.5% van alles boven de 15 miljard dollar). Het betekent dat van de eerste 15 miljard dollar aan ontwikkelingskosten Total er maar liefst 12,5 miljard betaalt, Apache slechts 2,5 miljard.
Het geeft aan dat Total dit gebied ziet als bijzonder aantrekkelijk. En dat dit blok nu voor Apache, als het inderdaad tot een development van bv 15 miljard dollar komt, vele miljarden dollars meer waard was dan voor Total. Dergelijke kosten van 15 miljard dollar zijn niet denkbeeldig. De kosten voor Liza zijn geraamd op 10,5 miljard dollar. En dat is slechts het eerste van meerdere projecten die er in Guyana aan zitten te komen.
Apache lijkt daarmee aantrekkelijk. Ten opzichte van november 2019 is de marktwaarde van Apache, bij een huidige koers van rond de 32 dollar, met ongeveer 3 miljard gestegen tot 12 miljard dollar. Daarmee lijken de resultaten van de laatste put nog niet volledig in de koers verdisconteerd. Als er maar een fractie van de huidige serie van de ExxonMobil successen in Guyana hier in Blok 58 in Suriname herhaald wordt, zal een belang van 50% in dit blok, zeker met de cash carry voor Apache, op den duur een hogere koersstijging rechtvaardigen. Mogelijk wordt het bedrijf een overnamekandidaat voor een van de majors.
Het 30% belang van Hess in de ExxonMobil concessie in Guyana is nu verantwoordelijk voor een substantieel deel van de 20 miljard markwaarde van Hess. Dat de koers van dit bedrijf, verder vooral actief in VS schalieolie, het afgelopen jaar als vrijwel enige VS independent niet substantieel in waarde daalde, is alleen aan dit belang te wijten.
De Noble Sam Croft, die voor Apache de Maka Central-1 put boorde, gaat nu aan een volgende put beginnen: Sapakara West-1. Als men nu bij Apache de sleutel voor het ontdekken van olievelden hier gevonden heeft, zoals ExxonMobil dat deed in 2015, is een serie van successen goed mogelijk.
Zonder risico’s is dit niet. Amerikaanse oliebedrijven, met name de bedrijven actief in schalieolie, hebben het in 2019 bijzonder slecht gedaan. Het is geen gegeven dat deze neerwaartse ontwikkeling van de koersen voorbij is. Apache is actief in schalieolie, met name in West Texas, maar is ook actief in conventionele olie. Binnen de olie- en gaswereld staat het bekend als een lage kosten operator van conventionele olie velden in bv de UK en Egypte. Het keert, in tegenstelling tot de niche schalieolie bedrijven, een significant dividend uit (met een dividendrendement van 3-4%). Het bedrijf heeft de laatste tijd moeite de productie op peil te houden.
Apache is geen ervaren operator van deepwater velden. Wat dat betreft is het een goede ontwikkeling dat Total, waar deze ervaring wel ruimschoots voorhanden is, de operator zal zijn bij het ontwikkelen van de deepwater velden in Suriname.
Zoals bij elk oliebedrijf vormt klimaatverandering, en de maatregelen die sommige landen mogelijke gaan nemen om olieproductie te bemoeilijken, een risico. Het is niet het soort bedrijf waarin men een substantieel deel van de portefeuille moet aanhouden. Maar als u geïnteresseerd bent in beleggen in olie en gas en wat geld over heeft voor een high risk high reward opportunity dan zou Apache (APA op de beurs van New York) aantrekkelijk kunnen zijn. Koop het aandeel niet voor de korte termijn maar voor een tijd van pakweg 4 jaar; de tijd die nodig is om een aantal verdere exploratie putten te boren en de tijd die naar verwachting zal verstrijken voordat de productie daadwerkelijk begint.
Olie: drie vragen voor 2020
Waar gaat het heen met de olievraag? Waar gaat het heen met de olieprijs? Hoe aantrekkelijk is het nog om in olie te investeren?
- Waar gaat het heen met de olievraag?
Alle publiciteit en enthousiasme over de energietransitie kan soms het beeld creëren dat we al een eind op weg zijn. Niets is minder waar. Als we kijken naar het wereldwijde energieverbruik dan zijn er drie grote fossiele olifanten in de kamer en zij heten olie, gas en kolen. Zij steken met kop en schouders boven alle andere energiebronnen uit.
De vraag naar kolen lijkt nu een plateau te hebben bereikt. In de VS en Europa wordt kolen vervangen door gas en duurzame bronnen als zon en wind. In China, het land dat verantwoordelijk was voor de snelle groei van het kolenverbruik tussen 2000 en 2010, is de groei van kolen gestopt. Dat komt niet zozeer door zorgen over klimaatverandering maar door een langzamer groei van de Chinese economie en zorgen over de enorme luchtverontreiniging in de grote Chinese steden.
Maar op de korte termijn groeit de olievraag gewoon door; elk jaar weer met ongeveer 1 tot 1,5%. Voor 2020 verwacht men ongeveer 1,2%. De energietransitie heeft daarop nog maar weinig invloed. Elektrische auto’s gaan een grote vlucht nemen maar tot nu toe hebben zij de vraag naar olie slechts met ongeveer 0,1% verminderd. De tendens naar grotere en zwaardere auto’s, iets dat een verdere afname van het brandstofverbruik van fossiele auto’s bemoeilijkt, doet het voorlopig volledig teniet. Maar het grootste effect is de wens van de 6 miljard mensen die in minder ontwikkelde landen wonen om ook een iets comfortabeler leven te leiden; iets dat al snel een hoger energieverbruik met zich meebrengt. Dat zouden wij toch ook willen als we in hun schoenen stonden?
De vraag naar olie zal een plateau bereiken (en enige tijd daarna langzaam maar zeker gaan zakken); de vraag is niet of maar wanneer. De noodzaak om iets aan klimaatverandering te doen maakt het onvermijdelijk. Misschien zal dat plateau rond 2030 bereikt worden maar eigenlijk weten we het gewoon niet. Maar wat wel duidelijk is: de energietransitie zal een zaak van de lange adem zijn. Hoe paradoxaal het ook klinkt: de vraag naar olie (en dat geldt ook voor de vraag naar gas) is wel het laatste waar een olie- en gasbedrijf zich nu zorgen over maakt.
- Waar gaat het heen met de olieprijs?
Als gevolg van schalieolie bevindt de olieprijs zich niet alleen op een lager niveau dan in de jaren voor 2014 maar beweegt de prijs zich ook in een relatief nauw interval. Schalieolie kent een veel kortere cyclus dan conventionele olie. Bij schalieolie zit er niet meer dan pakweg 6 maanden tussen de beslissing om te boren en de productie. Maar die productie uit een nieuwe put zakt ook snel weer in; gemiddeld geeft een put 50 tot 70% van de totale productie in het eerste jaar. Dat betekent dat de schalieolieproductie relatief snel reageert op veranderingen in de olieprijs. Gaat de olieprijs omhoog dan ziet men dat binnen enige maanden terug in het aantal actieve boortorens in de VS en enige maanden daarna in de productie.
Daarmee heeft schalieolie, ondanks dat het nog geen 10% van de totale olieproductie in de wereld uitmaakt, een relatief grote invloed op de olieprijs. Het lijkt er op dat die rol van “semi swing producer” blijvend is maar dat er ook een grens zit aan het productievolume tot waar toe VS schalieolie kan blijven doorgroeien, althans bij olieprijzen in de buurt van de huidige. Verdere kostendalingen en technologische vooruitgang worden moeilijker te verwezenlijken en hebben steeds meer moeite te compenseren voor toenemende geologische problemen zoals een toename van de hoeveelheid water en gas die met de olie wordt mee geproduceerd. Financiers en investeerders zijn minder bereid geld te stoppen in een al 10 jaar lang verliesgevende sector.
Ik verwacht voor de olieprijs in 2020 een voortzetting van de trend die we de afgelopen drie jaar hebben gezien: de olieprijs bevindt zich in een relatief nauw interval en op de achtergrond zien we een langzaam stijgende trend. Die langzaam stijgende trend komt door de relatief lage investeringen in nieuwe conventionele olievelden. Een terugkeer naar de 100 dollar per vat van voor 2014 lijkt er echter net zo min in te zitten als een terugkeer naar de 40 dollar per vat uit 2016.
Saoedi-Arabië (en Rusland) wil niet dat de prijs te veel zakt ten opzichte van het huidige niveau. President Trump wil niet dat die te veel stijgt, met de naderende presidentsverkiezingen in het achterhoofd. Beiden kunnen grote invloed hebben op de olieprijs – althans op de korte termijn.
- Hoe aantrekkelijk is het nog om in olie te investeren?
Olie- en gasproducenten hebben het, door de bank genomen, niet goed gedaan het laatste decennium. Hun aandeel in de totale marktwaarde van beurzen nam geleidelijk af en dat werd slechts gedeeltelijk gecompenseerd door een veelal relatief hoog dividend. In de afgelopen weken schreef Chevron ongeveer 10 miljard af op bezittingen in schalieolie. Een onafhankelijke Britse producent als Tullow verloor na tegenvallend nieuws over een producerend veld in Ghana en een tegenvallende ontdekking in Guyana liefst 70% van de beurswaarde.
Zo gering als de invloed van de energietransitie is op olievraag en olieprijs; zo groot is de invloed op de koersen van de aandelen van oliebedrijven. Daaraan zijn gevaren verbonden maar ook kansen.
Een aantal grote investeerders, zoals Warren Buffett, keerde het afgelopen jaar weer terug in de olie- en gassector. Hun redenering is dat bij de huidige lage waarderingen, en een energietransitie die een lange tijd gaat duren, deze sector weer aantrekkelijk is. Tenslotte maken de grote oliebedrijven als Shell in de huidige wereld, met een olieprijs van rond de 60 dollar per vat, een winst die niet veel onderdoet voor die van 5 tot 10 jaar geleden, toen de olieprijs nog boven de 100 dollar per vat lag. Kostenbesparingen hebben geleid tot een substantiële verlaging van de breakeven kosten.
Die lagere kosten zijn goed nieuws voor de grote olieproducenten als Shell of Total. Zij zijn daarmee als sector aantrekkelijker dan dienstverlenende bedrijven in de olie- en gassector. Die laatste sector lijkt vooralsnog met een blijvend lager niveau van activiteiten te kampen en een onvermogen om hogere prijzen voor hun diensten te vragen. Voor een enkele deelsector, zoals het bouwen van FPSO’s voor het produceren van deepwater olie (denk aan SBM offshore), hoeft dat niet te gelden.
Dat betekent niet dat het investeren in oliebedrijven zonder risico is. Een rechter die een internationaal verdrag zo weet te interpreteren dat hij onze regering kan dwingen aan een bepaalde ambitie voor nationale emissiewaarden van broeikasgassen te laten voldoen, vindt misschien ook een manier om een olieproducent te laten opdraaien voor kosten gerelateerd aan klimaatverandering. Wat men daar ook van denkt: de constatering moet zijn dat de gunfactor voor de olie- en gasindustrie in een groot deel van de ontwikkelde wereld nu snel afneemt.
Petje af voor George Paraskevopoulos
Wij denken nog vaak dat Saoedi-Arabië de grootste olieproducent ter wereld is. Dat klopt niet; die gedachte is een overblijfsel uit het verleden. Er is tegenwoordig maar één fossiele grootmacht en dat zijn de Verenigde Staten. Zij produceren meer olie dan Saoedi-Arabië en meer gas dan Rusland.
Het is fracking dat dit mogelijk maakte. En dat fracking doorbrak in de Verenigde Staten is vooral te danken aan één man, George Mitchell, die zijn bedrijf Mitchell Energy op het spel zette om fracking van de grond te krijgen.
Eigenlijk heette hij George Paraskevopoulos; zijn vader hoedde geiten in Griekenland voordat hij naar de VS emigreerde. Toen ik 20 jaar geleden in Houston werkte had ik het wel eens over hem met mijn buurvrouw, ook werkzaam in de olie-industrie. Behalve dat hij een olie- en gasbedrijf runde bouwde hij ook een woonwijk, the Woodlands, die hij zo inrichtte dat er meer aandacht voor mensen en natuur was dan voor auto’s. Daar hadden we het dan over; dat fracking dat werd toch niks.
Schalieolie is verantwoordelijk voor de lagere olieprijzen sinds 2014. Wereldwijd komt nu de meeste productiegroei in olie en gas uit schalieolie en schaliegas. Zonder schalieolie hadden we nu nog met een olieprijs van rond de 100 dollar per vat te maken. Voor olieprijzen is de energietransitie vooralsnog weinig relevant (voor de aandelen van oliebedrijven ligt dat trouwens heel anders).
Schaliegas begint de gasprijzen te drukken
Wat schalieolie voor de olieprijs heeft gedaan begint schaliegas nu voor de gasprijzen te doen: het geeft een blijvende neerwaartse druk op de prijs. Dat gebeurt voor gas misschien meer geleidelijk en in mindere mate dan bij olie maar het gebeurt wel.
LNG (vloeibaar gas), wat we de hele wereld kunnen rondvaren, begint een steeds grotere rol te spelen. Daardoor beginnen gasprijzen op de drie grote wereldwijde gasmarkten (de VS, Europa en Oost Azië) geleidelijk aan naar elkaar toe te convergeren.
De export van gas uit de VS, vooral in de vorm van LNG neemt nu snel toe. In drie jaar tijd groeide de export op jaarbasis van 0 tot 100 miljard kuub (ongeveer de helft van wat Rusland exporteert). Wereldwijd is er nu een overaanbod aan LNG ontstaan en dat gas gaat, als de prijs maar laag genoeg is, vooral naar één plek: Europa. Europa heeft én een grote aanlandingscapaciteit voor vloeibaar gas (gebouwd om de afhankelijkheid van Rusland te verminderen) én een groot vermogen om dat gas ook te verbruiken (in de vorm van een groot aantal gascentrales waarvan de capaciteit de afgelopen jaren slechts in beperkte mate gebruikt werd).
Kolen wordt er nu in West Europa snel uit gewerkt; niet door politieke verboden maar door commerciële overwegingen die samenhangen met een lage gasprijs en een gestegen ETS prijs voor het uitstoten van CO2.
Schaliegas kan veel verder doorgroeien dan schalieolie
Eigenlijk zouden we niet moeten spreken van een schalieolie revolutie maar een schaliegas revolutie. Schalieolie heeft steeds meer moeite het hoge groeitempo er in te houden. Er komt steeds meer gas en water mee met de schalieolie. Schalieolie tegen acceptabele kosten winnen is slechts mogelijk in de beste gebieden (de “sweet spots”) waar de ruimte voor nieuwe putten kleiner wordt. De verwachting is dan ook dat de productie van schalieolie de komende jaren een plateau zal bereiken.
Het winnen van schaliegas is, vanuit technisch oogpunt, veel makkelijker dan het winnen van schalieolie. De gebieden in de VS waar dit mogelijk is zijn zo groot dat de gasproductie nog vele decennia, zo niet eeuwen, zou kunnen doorgaan. Lange termijn scenario’s verwachten dan ook dat in 2030 25-30% van de wereldwijde gaswinning uit schaliegas zal bestaan (terwijl schalieolie dan ongeveer 10% van de olieproductie zal uitmaken). Het zal blijvend een drukkend effect hebben op de gasprijzen in Europa.
Schalieolie en klimaatverandering
Democratische kandidaten voor het presidentschap hebben aangekondigd dat zij het fracken willen verbieden. So what! Het zijn de individuele staten die uitmaken of fracking daar is toegestaan; niet de nationale overheid. Fracking is toegestaan in Texas en Wyoming, verboden in Californië en de staat New York (en dat zal voorlopig wel zo blijven). De zeggenschap van de nationale overheid beperkt zich tot de “federal lands”; slechts ongeveer 10% van de schalieolie en -gas licenties bevindt zich in die federal lands.
De VS beginnen steeds meer uit 2 delen te bestaan. Texas en de Midwest versus Californië en New York. Republikeinen versus democraten. Een oude economie versus een nieuw verdienmodel. Dat gaat gepaard met een toenemende polarisatie. Twintig jaar geleden vertelde een collega in Houston me dat twee van zijn kennissen elkaar de vriendschap hadden opgezegd vanwege een verschillende kijk op Bill en (vooral) Hillary Clinton. “Dat heb ik nog nooit zien gebeuren hier, democraten en republikeinen konden altijd prima door één deur”. Gaan wij in Nederland nu ook een toenemende polarisatie tegemoet?
Olie- en gasproductie wordt hier nu in Nederland langzaam maar zeker onmogelijk gemaakt. Dat gaat in de VS niet gebeuren; daarvoor is olie en gas te belangrijk voor grote delen van de VS. De winning van schalieolie en -gas is arbeidsintensief. Goedkope energie is een groot voordeel voor de Amerikaanse industrie. Goedkoop schaliegas is de grondslag voor de enorme groei van de petrochemie in de VS. Dat gaan ze daar niet zomaar opgeven. De VS en de EU zijn op geheel verschillende trajecten aangeland als het om de energietransitie gaat.
Paniek rond stikstof en klimaat
Recent publiceerde staatsolie- en gasbedrijf EBN een studie waarin ze terugkeken op hun prognoses uit het verleden voor de toekomstige aardgasproductie uit kleine velden in Nederland. Het bleek dat hun voorspellingen sinds 2010 steevast te hoog waren.
Als men nu vooruitkijkt naar 2030 dan zou de oude voorspellingsmethode op een jaarlijkse productie van ruim 10 miljard kuub uitkomen. Een nieuwe methode, die rekening houdt met de mate en snelheid waarmee gasproducenten in Nederland in staat zijn in te spelen op de mogelijkheden die de geologie hen biedt, komt uit op slechts 5 miljard.
Er zijn meerdere redenen waarom Nederland voor gasproducenten een onaantrekkelijk land is geworden. Moeizame en tijdrovende procedures om een vergunning te krijgen. Tegenwerking van lokale en regionale overheden. Een relatief hoge belastingdruk. Het totaalplaatje van het investeringsklimaat klopt niet meer. Gasproducenten die willen investeren in het Noordzee gebied doen dat liever in Engeland of Noorwegen. Hier voeren overheden een meer actief en efficiënt beleid om de lokale gasproductie zoveel mogelijk te maximaliseren.
Mijnbouw, landbouw of huizenbouw: elke bouw heeft het hier moeilijk
De winning van grondstoffen is niet de enige sector die het hier moeilijk heeft. Overal ter wereld wordt nu volop geïnvesteerd in de petrochemische industrie, maar niet in Nederland.
Delen van de bouwsector komen nu stil te liggen vanwege de stikstof (eigenlijk: stikstofoxiden en ammoniak) problematiek. Voor de landbouwsector is een substantiële vermindering van de veestapel een reëel scenario geworden. Dat alles vindt plaats terwijl de uitstoot van stikstof snel vermindert; op dit moment bedraagt die slechts ongeveer 40% van die in 1990. Het is niet de uitstoot die naar boven gaat maar de norm die naar beneden gaat.
Het afbreken van onze maakindustrie helpt het klimaat niet
Wij zijn hier bezig in snel tempo een bestaand verdienmodel voor een aantal economische sectoren af te breken. Maar helpt dat ook tegen klimaatverandering en milieuvervuiling? Nauwelijks. De Nederlandse consumptie blijft hetzelfde, het is de productie (en de uitstoot van broeikasgassen) die wordt verplaatst naar het buitenland. Daarmee is het wereldwijde klimaat niet geholpen; alleen het geweten van een steeds groener wordend regulerend Nederland. Willen we werkelijk dat een substantieel deel van onze industrie verdwijnt en dat we ons in Nederland vooral gaan bezig houden met het verlenen van emissieloze diensten?
Het verminderen van onze consumptie is zinvol voor het klimaat. Het groener en duurzamer produceren is dat ook. Het rücksichtslos terugdringen van de Nederlandse productie is dat niet. Het werkt eerder averechts omdat buitenlandse productie vaak een grotere uitstoot van broeikasgassen met zich meebrengt dan Nederlandse.
De afnemende gasproductie uit kleine velden wordt gecompenseerd door een toenemende import van gas; met name gas uit Rusland. Het zijn vooral de gaslekkages in Rusland die er voor zorgen dat de wereldwijde uitstoot van broeikasgassen voor dit geïmporteerde Russische gas ongeveer 30% hoger ligt dan die van Nederlands gas. Dat vinden wij niet terug in de Nederlandse emissiecijfers. Maar op wereldschaal doet het alle vooruitgang die wij boeken met een groter aandeel zon en wind in onze elektriciteitsproductie volledig teniet.
Regulerend Nederland neemt de beslissingen die de politiek zou moeten nemen
Het afbreken van een bestaande maakindustrie is iets dat regulerend (besturend, toeziend en recht sprekend) Nederland relatief weinig moeite kost; het is niet hun baan die op de tocht staat. Dat dit gebeurt is ook geen democratische keuze maar iets dat ons door regulerend Nederland (en Europa) wordt opgedrongen. En daarin schuilt een gevaar.
Met het Urgenda vonnis schrijft de rechter de politiek voor dat in 2020 de Nederlandse uitstoot van broeikasgassen met 25% afneemt ten opzichte van die in 1990. Het werkt maatregelen in de hand die wel de Nederlandse, maar niet de wereldwijde uitstoot van broeikasgassen omlaag brengen. De ad hoc paniekmaatregelen die nu worden genomen om op korte termijn aan een Urgenda vonnis of stikstofnorm te voldoen zijn niet het verstandige lange termijn beleid dat we wel nodig hebben. Want laten we wel zijn: klimaatverandering is een groot probleem dat aangepakt moet worden.
Kwalijk is ook dat de rechter hiermee op de stoel van de politiek gaat zitten. Het maken van keuzes op het gebied van energie is complex en heeft aspecten op het gebied van milieu, financiën en leveringszekerheid. Of men meer nadruk legt op milieu, of meer nadruk op financiën of op economische groei, is aan de politiek en niet aan de rechter. Met het via de achterdeur binnenbrengen van dit soort maatregelen probeert een groene elite in Nederland maatregelen er door te drukken die via de democratische voordeur mogelijk geen steun zouden krijgen.
Dit soort moeilijke keuzes zouden door de politiek gemaakt moeten worden; niet door ambtenaren en rechters. Wat er nu gebeurt veroorzaakt weerstand; meer weerstand dan nodig is. Het leidt tot een klimaat waar populisten als Donald Trump gebruik van kunnen maken. Daarmee raken we verder van huis.
Gevolgen voor investeerders
Als investeerders zullen wij er rekening mee moeten houden dat de Nederlandse overheid voor sectoren als bouw, landbouw en mijnbouw een minder betrouwbare partner is geworden. Met name als zij vooral voor de binnenlandse markt werken zullen bedrijven in deze sectoren het moeilijk hebben.
Moeten we alle Olies dan maar verkopen?
Als je vaak genoeg een mening geeft over een bedrijf of sector, of over de olieprijs, dan pakt een aanbeveling soms goed uit. En soms niet.
Weinig keren ging dat zo goed als met Lundin, een Zweeds bedrijf dat al lange tijd de meest actieve (en succesvolle) olie explorant is in Noorwegen. Naar aanleiding van een column in september 2017 over Johan Sverdrup, de met afstand grootste olievondst in de Noordzee van deze eeuw, noemde ik Total en Lundin als aantrekkelijke aandelen. Lundin deed toen ongeveer 180 SEK (Zweedse Kronen). Een klein jaar later, op een niveau van 300 SEK, raadde ik aan om winst te nemen. Op dit moment bevindt het aandeel zich nog steeds rond die koers.
Ik sta nog steeds achter de stelling dat de grote conventionele olie- en gas bedrijven (de majors) zoals Shell, ExxonMobil en Total veel aantrekkelijker zijn dan de Amerikaanse schalieolieproducenten. Terwijl de koersen van de majors de laatste 3 jaar redelijk constant bleven (terwijl zij wel 5 of 6% dividend rendement gaven) zijn de koersen van de schalieolieproducenten gedurende deze periode fors naar beneden gegaan (vaak met meerdere tientallen procenten). Olieprijs en het risico van een langzamer wereldwijde economische groei hielpen niet maar de voornaamste reden is voor de schalieolie producenten veel eenvoudiger: tot op de dag van vandaag draait deze sector als geheel met verlies.
Transocean, het deepwater boorbedrijf, was met afstand de minst succesvolle aanbeveling. Sinds die aanbeveling een jaar geleden is het aandeel substantieel gedaald. Het antwoord op de titel van de bewuste column (“Zijn contractors weer aantrekkelijk?”) moest, afgelopen jaar althans, luiden: nee. De activiteiten zijn (nog) niet genoeg aangetrokken om hun tarieven de kans te geven weer omhoog te gaan. Schalieolie zal ooit minder snel gaan groeien en dan komt er weer meer noodzaak voor een groei van de activiteiten in conventionele olie en deepwater. Dat duurt langer dan verwacht.
Waarom zou men niet meer moeten beleggen in olie en gas?
Maar eigenlijk is de meest interessante vraag of we überhaupt nog wel in de olie- en gassector moeten beleggen. Er zijn meerdere analisten die een negatief advies geven voor de sector als geheel. Zo stonden er in de Financial Times, toch niet de favoriete krant van Greenpeace, de afgelopen maand een aantal artikelen van deze strekking (het betrof artikelen over de aanbevelingen van BNP Paribas en Redburn). Sommige bedrijven lijken er intern niet uit te zijn: de aanbevelingen van Bloomberg New Energies gaan vaak een heel andere kant op dan die van Bloomberg zelf.
De koersontwikkeling van aandelen in de olie- en gassector blijft al een aantal jaren achter bij indices als de S&P 500 (VS) of de FTSE 100 (UK). De market cap van het aandeel ExxonMobil, in 2009 nog het grootste aandeel op de beurs in de VS, viel recent uit de top tien van grootste aandelen in de S&P 500. Sinds 2017 is de olieprijs licht aangetrokken – de aandelen van de olie- en gassector als geheel echter niet.
Daarnaast stelt men dat de energietransitie nu meer vaart krijgt; zeker in Europa en mogelijk, na de presidentsverkiezingen in 2020, ook in de VS. Een snellere energietransitie zou kunnen betekenen dat de olievraag reeds rond 2025 een maximum bereikt. Als dat niet gebeurt zou rond 2030 de klimaatverandering wel eens dermate pijnlijk kunnen worden dat er veel drastischer maatregelen voor de olie- en gas sector in het verschiet zouden kunnen liggen.
Tenslotte verwacht men dat de druk uit de samenleving op de olie- en gassector steeds groter zal worden. Dat houdt ook een toenemende druk in op grote beleggers als pensioenfondsen om niet meer in de winning van fossiele brandstoffen te beleggen. En kan betekenen dat rechters oliebedrijven aansprakelijk stellen voor klimaatverandering. Tenslotte zijn uitspraken van rechters niet echt onafhankelijk en onveranderlijk; zij bewegen met de samenleving mee.
Waarom zou men wel kunnen beleggen in olie en gas?
Het gevaar bestaat dat een oudere generatie de impact van de energietransitie onderschat en denkt dat het allemaal wel mee zal vallen. Klimaatverandering zal niet meevallen en er komen grote veranderingen aan. Elektrische auto’s gaan een grote vlucht nemen. Onderschat niet hoezeer een groot deel van een jonge generatie gegrepen is door dit probleem.
Maar het omgekeerde vindt ook plaats: mensen overschatten hoe ver we al gevorderd zijn met de energietransitie. Als Nederlanders gevraagd wordt naar het aandeel zon en wind in de wereldwijde energievoorziening overschatten ze dat steevast (het juiste antwoord is ongeveer 2%, voor 2018).
Fossiele brandstoffen zijn voorlopig nog in ruime mate nodig. Ook als we wel de richting in slaan van een scenario dat de opwarming tot 2 graden beperkt (en laten we wel zijn: daar ziet het voorlopig niet naar uit) dan zal het verbruik van olie en gas in 2040 vergelijkbaar zijn aan het huidige (wat meer voor gas, wat minder voor olie).
Waar te beleggen in olie en gas?
Ondertussen is het dividendrendement van Shell gestegen tot boven de 6%. En dat gebeurt terwijl wij praten over de mogelijkheid van een negatieve rente op spaargeld. Als Shell nog 15 jaar doorgaat met dit dividend, en zij zullen het alleen dan verlagen als het echt niet anders kan, dan hebt u uw geld er nominaal (en bij de huidige rentes ook reëel) uit.
Alles wat het Shell aandeel dan nog waard is krijgt u er in 2035 gratis bij. En misschien is Shell wél succesvol in New Energies, verkoopt het stroom uit wind en is het marktleider op het gebied van elektrische laadstations langs snelwegen. Naar mijn inschatting worden de risico’s in Shell zo langzamerhand overschat en de risico’s in andere bedrijven onderschat. Kent u een ander bedrijf waarvan de vraag naar het product over 20 jaar, in ongewijzigde vorm, nog vrijwel hetzelfde zal zijn?
Shell is geen vrijwel risicoloos aandeel meer. Maar het is ook geen Kodak geval dat met achterhaalde technologie aan de rand van de afgrond staat. Veel van het huidige nieuws over de olie- en gasindustrie wordt vooral gedreven door oprechte zorg over klimaatverandering. Dat betekent niet dat het ook een goede leidraad voor beleggers is.
Bij de huidige koersen kan beleggen in majors als Shell of Total aantrekkelijk zijn. Zoals bij alle beleggingen moeten we rekening houden met risico’s en niet al onze eieren in één mandje leggen. Maar beleggen in de majors is wel minder risicovol dan beleggen in de service industrie. Terwijl de winsten van de majors zich weer bevinden op het niveau van de periode 2010-2014 (met hoge olieprijzen) is dat voor de service industrie nog lang niet het geval. Zij zijn afhankelijk van aantrekkende activiteiten in de olie- en gaswinning. Die activiteiten zouden, met de huidige energietransitie, mogelijk op een structureel lager niveau aangeland kunnen zijn.
Exploratie naar olie begint uit het dal te raken
Tussen het nieuws over de tegenvallende kwartaalcijfers bleef wat ander nieuws over Shell onopgemerkt: de Mexicaanse overheid gaf het groene licht voor een exploratiecampagne van Shell. Shell investeert de komende jaren 1.2 tot 2.4 miljard dollar in een deepwater exploratie campagne in Mexico. Let wel: dit bedrag betreft alleen de exploratie, het zoeken naar nieuwe velden. Als men inderdaad olie vindt zullen de kosten voor het ontwikkelen van die velden een veelvoud hiervan bedragen.
Mexico deepwater is wereldwijd een van de meest interessante gebieden voor bedrijven als Shell. Er is nauwelijks naar olie geëxploreerd. PEMEX, de Mexicaanse staatsoliemaatschappij, had er lange tijd het alleenrecht en is, in tegenstelling tot het Braziliaanse Petrobras, geen capabele deepwater olieproducent.
Een kerngebied voor de Golf van Mexico productie van Shell in de Verenigde staten is de Perdido Corridor die grenst aan de Mexicaanse offshore. Shell is dus heel goed in staat de aantrekkelijkheid van Mexicaanse gebieden, vlak over de grens, te beoordelen. Het was blijkbaar aantrekkelijk genoeg om ervoor te zorgen dat bij de veiling van licenties in 2018 Shell juist voor deze gebieden het meest aantrekkelijke bod deed. Het was net op tijd; de nieuwe linkse Mexicaanse regering heeft aangekondigd dat dit voorlopig de laatste veiling was.
Ook Total gaat meer exploreren
Ook bij Total nemen in 2019 de exploratieactiviteiten licht toe. In totaal plant het bedrijf voor dit jaar een totaal van 23 exploratieputten. Een behoorlijk deel hiervan betreft relatief goedkope exploratieputten die zich dicht bij bestaande velden bevinden maar er zit ook een aantal high risk, high reward putten bij in compleet nieuwe gebieden. Het gas en condensaat veld dat begin dit jaar voor de kust van Zuid Afrika door Total werd gevonden (de huidige schatting van 560 miljoen vaten olie equivalent kan oplopen tot 1 miljard) is een van de grootste discoveries tot nu toe in dit jaar.
Total is van de grote oliebedrijven (de majors) de enige die niet aanwezig is in schalieolie. Dat heeft tot nu toe goed uitgepakt voor Total’s financiële resultaten maar betekent wel dat zij meer afhankelijk zijn van conventionele olie en deepwater dan andere bedrijven. En zowel Total als Shell hebben wat goed te maken op ENI en ExxonMobil; de meest succesvolle explorers de laatste jaren. ExxonMobils Guyana campagne vond tot nu toe ongeveer 6 miljard vaten olie.
De toenemende investeringen in Upstream olie en gas voor Shell en Total nemen niet weg dat ook de groei van hun investeringen in New Energies (met name het duurzaam opwekken en verkopen van elektriciteit) gewoon doorgaan. Dat is voor hen geen PR of greenwashing maar een puur commerciële zet om zich in te dekken tegen een op de lange duur afvlakkende of lagere olievraag.
2019: (tot nu toe) meer discoveries
De figuur hieronder (bron: Rystad Energy) geeft de totale hoeveelheid olie en gas (in miljoen vaten olie equivalent) die wereldwijd gevonden is (op maandbasis). Gemiddeld was dat dit jaar tot nu toe ruim 1100 miljoen vaten (olie equivalent). Dat biedt hoop dat de toename van exploratieactiviteiten nu ook inderdaad vruchten begint af te werpen.
Deze figuur zet de zaak ook in perspectief. Het ontdekken van nieuwe velden is nog niet terug op het niveau van de hoge olieprijswereld van voor 2015. Het is de vraag of dat ooit weer zal gebeuren. Het laatste wat oliebedrijven willen is een herhaling van de dure exploratiecampagnes uit die tijd. Er werd toen weliswaar meer gevonden maar om dat te bereiken werden er ook vaak bakken met geld uitgegeven. In 2019 is het totaal van de exploratiebudgetten nog steeds minder dan de helft van wat het voor 2015 was. Dat men desondanks driekwart van de volumes uit die tijd vindt ligt aan lagere kosten en een grotere focus op de beste gebieden om te exploreren – met de beste kans op succes en met het meeste uitzicht op lage break even kosten bij de ontwikkeling van een veld.
De vraag naar olie stort niet zomaar in
Shell’s eventuele nieuwe productie in Mexico zal op zijn vroegst in 2026 starten en zal tenminste voortduren tot 2040. De grote oliebedrijven halen, na 4 jaar energietransitie en Parijs te hebben aangezien, de voet enigszins van de rem als het om exploratie gaat. De olieprijs zal vast nog een keer naar beneden gaan maar lang onder de 55 dollar Brent blijft de prijs niet (lang boven de 75 dollar evenmin). Daarmee valt best te leven.
Het is goed mogelijk dat de vraag naar olie in de 2020 en 2030er jaren op een plateau uitkomt. Elektrische auto’s zullen zeker een grote vlucht nemen. Maar in absolute aantallen gaat, wereldwijd, het aantal auto’s met een verbrandingsmotor nog lang niet naar beneden. En dan hebben we het alleen nog maar over auto’s gehad; verantwoordelijk voor niet meer dan een kwart van het olieverbruik.
De grote oliebedrijven constateren dat de wereld verslaaft is aan olie en dat we daar niet zo een-twee-drie vanaf zijn. In het huidige klimaat moeten ze misschien oppassen dat al te vaak hardop te zeggen; maar het is wel zo.
Mogelijkheden voor beleggers – maar blijf voorzichtig
Dit soort grote oliebedrijven zijn niet meer zonder risico. Al lijken rechtszaken en een verlies aan maatschappelijke acceptatie voorlopig een groter probleem voor ze te zijn dan een instortende olievraag. Binnen de olie- en gasindustrie lijken de majors wel de beste optie te zijn. Blijf in ieder geval weg van schalieolie: dat combineert de risico’s van de olie-industrie met de financiële resultaten van Tesla: het slechtste van twee werelden.
Men kan weer denken aan de service industry. Bedenk wel dat de activiteiten hier slechts langzaam aantrekken (langzamer dan ik een jaar geleden gedacht had) en dat het vermogen om de prijzen te verhogen nog beperkt is. Het aandeel deepwater in het ontwikkelen van nieuwe velden stijgt gestaag. Het afgelopen jaar begon de markt voor FPSO’s al wel aan te trekken; SBM profiteerde hiervan. Zover is het voor de deepwater drillers (nog) niet; aandelen van bedrijven als Transocean bleven in de kelder.
Shell plant bij dit soort projecten voor een termijn van decennia. Uw termijn als belegger is wellicht korter. Wie belegt in olie dient er rekening mee te houden dat de olieprijs op de korte termijn komende tijd wel eens heel volatiel zou kunnen blijken te zijn. President Trump, handelsoorlogen, OPEC, een economische crisis: het kan allemaal leiden to een tijdelijke dip in de olieprijs (het omgekeerde is trouwens ook mogelijk). Men moet wel de financiële lange adem hebben om zo’n dip in de olieprijs te kunnen uitzitten. Of de moed om wat te kopen tijdens zo’n dip.
OPEC: down, but not out
In lijn met de algemene verwachting besloot de OPEC begin deze maand om de beperkingen van de olieproductie te verlengen, dit keer met 9 maanden. De olieprijs reageerde nauwelijks.
Deze beslissing was in feite al eerder genomen door Saoedi-Arabië (het dominante lid van OPEC) en Rusland (het belangrijkste ondersteunende lid). Tezamen maken zij de dienst uit en de andere OPEC leden kunnen tot hun frustratie niet veel meer doen dan tekenen bij het kruisje.
Wereldwijd werd de OPEC meeting gevolgd door analyses (bv in the Financial Times of de Economist) in de trant van: OPEC zit in de problemen, er is geen duidelijk exit plan voor de huidige productiebeperkingen, OPEC verliest aan invloed en marktaandeel en, boven alles, OPEC verliest de strijd met VS schalieolie.
Met de eerste twee stellingen kan ik het eens zijn. OPEC heeft inderdaad problemen en het is voor OPEC niet gemakkelijk met de uitdaging van VS schalieolie om te gaan. Een eind aan de productiebeperkingen komt met de huidige strategie niet veel dichterbij. Men kan zich afvragen hoe zinvol het is om jarenlang door te gaan met productiebeperkingen die vooral een lange termijn vraag en aanbod issue adresseren en niet een kortdurende crisis. Maar bij de andere stellingen kan men een aantal kanttekeningen plaatsen.
OPEC verliest niet aan invloed of marktaandeel
OPEC is in staat als swing producer te fungeren voor een kortdurende tijdelijke crisis aan de vraag- (denk economische crisis) of aanbodkant (denk Golfoorlog). Maar het is nooit in staat geweest lange termijn structurele issues op te lossen aan de vraag- of aanbodkant. OPEC kan niet gedurende lange tijd de prijs hoog houden boven een niveau dat door vraag en aanbod bepaald wordt. Dat heeft het nooit gekund. Als men stelt dat OPEC aan invloed verliest overschat men de invloed die het vroeger had.
Het huidige marktaandeel van OPEC is vergeleken met 5 jaar geleden slechts licht gedaald. Dat geldt echter niet voor Saoedi-Arabië en Rusland, de twee landen die bepalen wat er gebeurt binnen OPEC. Als men Venezuela (ineenstorting binnenlandse productie) en Iran (sancties), landen waar de productiedaling niet gerelateerd is aan de OPEC maatregelen, niet meeneemt is het marktaandeel van OPEC de afgelopen 5 jaar juist gestegen.
VS Schalieolie heeft het minstens zo moeilijk als OPEC
Of OPEC de strijd met schalieolie verliest is nog maar de vraag. Qua volumes mag schalieolie dan enorm gegroeid zijn, qua winstgevendheid is dat niet het geval. De producenten van schalieolie slagen er ook bij de huidige olieprijs nog steeds niet in winst te maken. De financiering van schalieolie (men werkt er met grote hoeveelheden geleend geld) droogt langzaam maar zeker op. De aandelenkoersen van deze bedrijven hebben het de afgelopen jaren slecht gedaan en mijn advies blijft hier niet in te investeren.
De vraag is of, en hoe lang, VS schalieolie het hoge groeitempo kan volhouden. Sommige analisten gaan er wel erg makkelijk van uit dat dit nog voor lange tijd het geval zal zijn. Dat lijkt me eerder een extrapolatie van de ontwikkelingen van de afgelopen jaren dan een goed gefundeerde schatting van toekomstige productieniveaus. Ook de Amerikaanse overheidsinstantie voor energie, de EIA, ziet die groei de komende jaren afvlakken. Behalve een moeizamer financiering spelen daarbij ook technische en geologische beperkingen een rol. Er wordt steeds meer water en gas met de olie mee geproduceerd en in de beste gebieden moet men de putten steeds dichter bij elkaar boren. Dat komt de productie niet ten goede.
OPEC maakt het beste van een moeilijke situatie
Saoedi-Arabië en Rusland hadden afgelopen jaren de uitdaging dat er op de oliemarkt ruimte moest komen voor het snel groeiende VS schalieolie segment. Dat is gelukt en de groei van schalieolie is eerder ten koste gegaan van conventionele olie uit niet OPEC landen dan van OPEC olie.
OPEC zal moeten volhouden en doorbijten tot schalieolie uit de VS tegen de grenzen van de groei aanloopt. Tot die tijd is er weinig scope voor hogere prijzen. Om nu gelijk van de productiemaatregelen af te komen vereist een jaar van lage olieprijzen, zoals in 2016, en OPEC is niet bereid om die prijs te betalen.
Voorlopig lijkt de olieprijs te blijven schommelen rond de 60 tot 70 dollar Brent (een handelsoorlog of geopolitieke ontwikkelingen in het Midden Oosten daargelaten). Al is dat een stuk minder dan de 100 dollar plus van voor 2014 het is ook een stuk meer dan de 40 dollar in 2016. Dat, en het geleidelijk aan overwaaien van de schalieolie disruptie, is het meeste wat OPEC kan bereiken – en dat hebben ze bereikt. OPEC heeft 5 moeilijke jaren overleefd en functioneert nog steeds.
OPEC zal de vinger aan de pols moeten houden om te zorgen dat de olievoorraden niet te ver oplopen. De voor 2019 verwachte groei van de olievraag van ongeveer 1.2 miljoen vaten per dag houdt niet echt over en er zijn aanhoudende zorgen over de gevolgen van een handelsoorlog. Vraag en aanbod zijn nu redelijk in evenwicht. De voorraden waren met name eind 2018 opgelopen nadat OPEC de productie tijdelijk opvoerde. Zij werden door president Trump (die eerst sancties tegen de uitvoer van olie door Iran afkondigde en die later een groot aantal ontheffingen verleende) beentje gelicht.
Blijf als investeerder weg van schalieolie
Conventionele oliebedrijven maken ondertussen net zoveel winst als zij deden in 2014. Zij profiteren van al het werk dat er sinds die tijd aan standaardisatie en efficiency is gedaan. Prijzen van de service industrie zijn nog steeds relatief laag maar vertonen ondertussen wel een licht stijgende trend. Beide segmenten kunt u overwegen (waarbij de service industrie een stuk risicovoller is maar ook meer upside heeft). Maar blijft u vooral weg van schalieolie!
Er gaat te weinig geld naar energie
Vorige maand publiceerde de IEA (het Internationale Energie Agentschap) het jaarlijkse rapport over investeringen in de energiesector. Wereldwijd werd er ruim 1800 miljard dollar geïnvesteerd in energie; een enorm bedrag.
Ruwweg 2/3 ging naar de fossiele kant; het meest in het produceren van olie en gas en daarnaast in zaken als pijpleidingen, raffinaderijen en fossiele elektriciteitsproductie. Ongeveer 1/3 ging naar de niet fossiele kant: het meest naar hernieuwbare elektriciteitsproductie uit zon en wind maar ook naar nucleaire energie en biobrandstoffen.
Wij zijn niet opgelijnd vor Parijs
Van 2010 tot 2015 zagen we een toename van de investeringen in hernieuwbare energiebronnen. Deze toename werd versterkt door een afname van de kosten; elke geïnvesteerde euro leverde dus meer op. De laatste 3 jaar vlakten beide ontwikkelingen af. In 2018 waren zowel de totale investeringen in hernieuwbaar als de kosten vrijwel gelijk aan die in 2017.
In 2018 werd er nog steeds zo’n 80 miljard dollar in kolen geïnvesteerd. Dit gebeurde vooral in China waar oudere (en gevaarlijke!) kolenmijnen vervangen worden door modernere; de totale capaciteit neemt dus niet substantieel meer toe.
De relatief langzame verschuivingen voor de investeringen in energie en de behoorlijke economische groei in 2018 zorgden ervoor dat wereldwijd de uitstoot van broeikasgassen in dat jaar met 2,4% toenam. De bestaande ontwikkelingen zijn ver verwijderd van een scenario waarin de opwarming van de aarde tot onder de 2 graden beperkt wordt, zoals dat in 2015 werd afgesproken in Parijs.
Wij zijn ook niet opgelijnd voor een voortzetting van de huidige ontwikkelingen
De grote val van de olieprijs in 2014 werd gevolgd door een substantiële daling van de investeringen in olie en gas; met zo’n 40%. Dat werd gedeeltelijk gecompenseerd door lagere kosten. Technologische vooruitgang en overcapaciteit bij contractors zoals drillers zorgden ervoor dat de kosten na 2014 met zo’n 25% daalden.
Verder was er een verschuiving van focus van grote megaprojecten (denk aan Kashagan of deepwater projecten) naar schalieolie en -gas. De flexibiliteit van investeringen in schalieolie, die men op korte termijn kan verhogen of verlagen, is een groot voordeel in deze vor de olie- en gaswereld onzekere tijden. Als een deepwater project is opgestart zit men voor enige jaren aan grote investeringen vast.
Een voorzichtig herstel van investeringen in conventionele olie en gas begint zich nu af te tekenen. Het percentage van de totale investeringen dat naar exploratie (het vinden van nieuwe olie- en gasvelden) gaat is nu gedurende 8 opeenvolgende jaren gedaald. Voor 2019 verwacht men voor het eerst weer een lichte stijging.
Maar in feite investeert de conventionele olie- en gasindustrie alsof we Parijs wél gaan halen! En vertrouwt men op schalieolie uit de VS om het gat tussen aanbod en vraag op de korte termijn te vullen. De vraag is niet of maar wanneer dat VS schalieolie niet meer zal lukken.
Niche VSschalieolieproducenten zitten financieel in zwaar weer. De kosten voor schalieolie stijgen nu al twee jaar sneller dan die voor conventionele olie. Schalieolie is het enige segment van de olieindustrie waar de IEA in 2019 geen toename van de investeringen verwacht.
Wij investeren te weinig in energie
Bij een voortzetting van de huidige ontwikkelingen, zoals voor het IEA NPS (new policies) scenario, dient volgens de IEA de hoeveelheid nieuwe conventionele olie- en gasprojecten dat in gang wordt gezet de komende 5 jaar te verdubbelen.
Als we de doelstellingen van Parijs wel gaan halen, zoals voor het IEA SDS (sustainable development) scenario, dienen de investeringen in energie met een lage uitstoot van broeikasgassen de komende 5 – 10 jaar te verdubbelen (en kunnen de huidige investeringen in conventionele olie nog steeds op het huidige pijl blijven).
Wij investeren te weinig in energie. Dat is in lijn met de steeds kleinere rol die energie gerelateerde bedrijven vervullen op de beurzen; hun aandeel in de totale market cap neemt is steeds verder afgenomen. Hoe dit zal uitpakken weten we niet maar duidelijk is dat de huidige situatie niet kan voortduren. Óf de investeringen in zon en wind, óf die in olie en gas, moeten substantieel omhoog. Aan u als belegger de keuze welk segment u het meest aantrekkelijk vindt.
Gas: stijgende volumes, dalende prijzen
We denken bij bedrijven als Shell in eerste instantie aan olie maar qua volume is gas voor Shell ondertussen groter dan olie. Wereldwijd is gas een groeimarkt; ondanks de zorgen over klimaatverandering. Of misschien wel: juist door de zorgen over klimaatverandering. Het vervangen van kolen door gas is een relatief snelle en goedkope manier om de uitstoot van CO2 terug te brengen.
In 2018 steeg de wereldwijde consumptie van gas met bijna 5%. Twee zaken sprongen daarbij in het oog. Ten eerste China; daar stijgt de vraag naar gas nu spectaculair. Milieuvervuiling in de grote steden wordt daar aangepakt door kolen (voor verwarming, industrie of elektriciteit) te vervangen door gas. Ten tweede: een groei in het aantal afzetmarkten van gas. Het aandeel van LNG (vloeibaar gas) dat in tankers over zee vervoerd wordt neemt geleidelijk toe. Kleinere drijvende units waar deze tankers af kunnen meren maken het landen met een niet zo grote markt voor gas nu ook mogelijk om LNG te importeren.
Sinds eind 2018 dalende gasprijzen
In tegenstelling tot olie, dat men voor lage kosten de wereld kan rondvaren, is het transport van gas relatief duur. Er zijn dan ook grote regionale verschillen in gasprijzen.
De gasprijzen in de VS (Henry Hub is hier de standaard) zijn al lange tijd relatief laag door het goedkope schaliegas. De verwachting is dat dat nog lang zo zal blijven. De gasprijzen in Azië zijn het hoogst. In de winter van 2017-2018 was er in China een tekort aan gas en steeg de prijs snel. Om een herhaling te voorkomen werd er door China in de zomer van 2018 relatief veel gas ingekocht. Toen men daar de afgelopen, relatief milde, winter niet meer gas nodig had, kregen sommige LNG tankers die normaal naar Azië zouden gaan een nieuwe bestemming: Europa. Ook hier begonnen de prijzen vervolgens te dalen. Daarmee vervult Europa voor LNG nu de rol van swing consumer.
Het lijkt er niet op dat de gasprijzen in Europa nu nog veel verder zullen dalen. Bij een verdere daling wordt het onaantrekkelijk LNG vanuit de VS naar Europa te verschepen. Daarnaast zal dan het vervangen van kolen door gas voor elektriciteitsproductie in Europa verder toenemen; iets dat nu al in gang is gezet.
Cycliciteit van LNG projecten
Het goedkeuren van nieuwe LNG projecten gebeurt in golven. Van 2009 tot 2014 werd er aan een groot aantal nieuwe projecten begonnen. Aangezien er tussen goedkeuring van een project en de start van productie gemiddeld zo’n 5 jaar zit, betekent dit een stroom aan nieuwe LNG projecten tussen 2014 en 2020 (eerst vooral in Australië, later vooral in de VS). In 2020 stopt deze stroom aan projecten; van 2014 tot 2018 werden er nauwelijks nieuwe projecten opgezet.
Het betekent dat het aanbod van LNG nu nog 1 of 2 jaar snel toeneemt. De verwachting is dan ook dat de markten in 2019 en 2020 ruim zullen blijven en dat de prijzen niet veel boven het huidige niveau zullen stijgen. Als de vraag echter met het huidige snelle tempo toe blijft nemen lijkt het goed mogelijk dat bij gelijk blijvend aanbod in 2021-2023 de markten krapper zullen worden wat een opwaartse druk op de prijzen zal geven.
Een golf van nieuwe projecten?
Het vooruitzicht van krappere markten in de vroege 2020’er jaren is niet aan de industrie voorbij gegaan. In 2018 werden er voor het eerst weer meerdere nieuwe projecten in gang gezet. Shell keurde het grote LNG Canada project goed, BP een offshore Afrika project en ExxonMobil (met Qatar als partner) het Golden Pass project in de VS. Met het LNG Canada project probeert Shell de lage kosten voor schaliegas in de VS zo veel mogelijk te reproduceren in Canada. De transportkosten vanuit West Canada naar China of Japan zijn veel lager dan die vanuit de VS (vanaf de Gulf Coast).
Het is wel een golf die overheerst wordt door de grote spelers als Shell en ExxonMobil. Kopers zijn terughoudend geworden met het tekenen van lange termijn contracten met een relatief geringe flexibiliteit qua volumes, bestemming van het gas en prijs. Alleen de echt grote spelers hebben de financiële slagkracht om, zonder veel lange termijn afzetcontracten, voor eigen rekening en risico te bouwen. Het vergroot de winstkansen maar ook het risico.
Zet deze nieuwe golf nu door? Het zou zo maar eens kunnen met een serie potentiële LNG projecten in de VS, Rusland, Qatar, Mozambique en in het oosten van de Middellandse zee. LNG is iets dat de Russen nu ook kunnen. Het Yamal project werd in 2018 op tijd en binnen budget opgeleverd, tot verbazing van de industrie die er van uit ging dat dit met de huidige sancties een hele opgave zou zijn.
Maar belangrijker nog voor het aanbod van Russisch gas is een serie nieuwe pijpleiding projecten die er aan komt zoals Nordstream2 naar Europa en Power of Siberia naar China. Europa zou het strijdtoneel kunnen worden tussen Russisch gas en LNG uit de VS. Met een lagere kostprijs kan Gazprom het altijd op prijs winnen maar heeft het er ook een prijsoorlog voor over?
Investeren in Shell?
Wie gelooft in een goede toekomst voor gas kan dicht bij huis blijven en investeren in Shell. De laatste jaren maakte de afdeling “Integrated Gas” binnen Shell meer winst dan de olie binnen “Upstream International”. Van alle majors heeft Shell de grootste focus op gas en is het markleider voor LNG. Daarnaast boekt de downstream binnen Shell al een tijd lang betere resultaten dan die van grote concurrent ExxonMobil. En dan hebben we het nog niet gehad over het relatief hoge dividend rendement.
De relatief lage olie reserves van Shell zijn wel een punt van aandacht. LNG moet niet te duur worden ten opzichte van de alternatieven. De verdere groei van gas in China is waarschijnlijk maar is geen gegeven; het is het resultaat van een government policy die kan veranderen. China kan er ook voor kiezen meer gas per pijpleiding uit Rusland te halen. Groeiende volumes van LNG betekenen niet automatisch een groeiende winstgevendheid van LNG.
Voor aandelen Shell geldt hetzelfde als voor alle andere olie- en gasproducenten: probeer ze te kopen op een dipje in de olieprijs. Momenteel lijkt die zich te bewegen tussen de 60 en 75 dollar per vat Brent. De tweets van president Trump over het handelsconflict met China, de noodzaak van lagere olieprijzen of de sancties tegen Iran zorgen voor genoeg korte termijn variatie in de olieprijs.
Het klimaatakkoord: ramp of zegen?
De energietransitie en het onlangs voorgestelde ontwerp van een klimaatakkoord speelden een belangrijke rol bij de recente verkiezingen voor de provinciale staten. Het is een onderwerp waarbij de polarisatie hoogtij viert. Het ene moment horen we dat het einde der tijden nabij is; vervolgens horen we dat de huidige plannen voor de energietransitie tot economische rampspoed leiden.
Een paar feiten op een rij
Kunnen we beginnen met een paar feiten op een rij te zetten? De gemiddelde temperatuur aan het aardoppervlak neemt toe en het klimaat verandert. Dat wordt door de mens veroorzaakt; met name door het verbranden van fossiele brandstoffen. Als we daar niets aan doen blijft de temperatuur toenemen en blijft de zeespiegel stijgen. Klimaatwetenschappers twijfelen hier niet meer aan – al decennia lang niet.
Er was in de afgelopen jaren, in deze vroege fase van de energietransitie, een zeer hoopvolle ontwikkeling. De kosten van elektriciteit uit zon en uit wind gingen dramatisch omlaag. Dat geldt nu ook voor de kosten van accu’s.
Voor Nederland met zijn ligging aan de Noordzee biedt offshore wind grote mogelijkheden. Ook al was het winnende bod bij de laatste tenders voor offshore windparken nog niet echt volledig subsidieloos (de aansluitkosten worden omgeslagen over alle elektriteitsverbruikers), het zit nu wel in de buurt. Het is reëel dat in 2030 een substantieel deel van onze elektriciteitsproductie uit offshore wind komt en dat een substantieel deel van de dan nieuw verkochte auto’s elektrisch zal zijn. Hoe dat precies zal uitpakken qua kosten is onzeker maar het hoeft ons, gegeven de bovengenoemde kostenverlagingen, niet de kop te gaan kosten.
We zijn er nog lang niet
Dat betekent niet dat we er al bijna zijn. In de evaluatie van het klimaatakkoord door het PBL draagt de sector elektriciteit ruwweg net zoveel bij aan de afname van de uitstoot van broeikasgassen in 2030 als alle vier andere sectoren (bebouwde omgeving, industrie, mobiliteit en landbouw) tezamen. Wij lossen het makkelijkste probleem het eerst op.
Warmte (met name hoge temperatuur warmte voor de industrie), de noodzakelijke back-up voor een systeem met veel duurzame elektriciteit in een periode zonder veel zon en wind, zwaar transport of vliegen zullen moeilijker te verduurzamen zijn. En hoewel elektriciteit een groter deel van ons totale energiesysteem zal gaan uitmaken: sommige dingen zullen we niet met elektriciteit kunnen doen maar zullen gassen vereisen zoals biogassen of waterstof. Of, wanneer en in welke mate we voor het genereren van waterstof uit duurzame elektriciteit via elektrolyse grote kostenverlagingen zullen krijgen weten we simpelweg nog niet.
Kanttekeningen.
Een nationale CO2 prijs werkt niet; het verplaatst slechts energie intensieve industrie naar het buitenland zonder het wereldwijde klimaat te helpen. Er is ook geen land ter wereld dat het doet. Zweden mag dan een nationale CO2 prijs hebben, alle industrie die onder het EU ETS systeem valt is vrijgesteld en dat is in de praktijk alles met een substantiële uitstoot. Daarnaast werkt het Europese ETS systeem nu goed. De CO2 prijs in dit systeem ligt nu tussen de 20 en 25 euro per ton en de ruimte voor emissies daalt geleidelijk.
Als het kabinet het nu toch gaat doen is dat om electorale redenen: het valt in het opgewonden klimaat rondom de energietransitie in Nederland blijkbaar niet goed uit te leggen dat een nationale CO2 prijs niet werkt. Laten we er ons ook niet al teveel zorgen over maken. Een nationale CO2 prijs met de juiste terugsluis naar de industrie (of een prijs alleen voor uitstoot boven een zekere norm) hoeft de concurrentiepositie niet al te veel aan te tasten; al valt het allemaal moeilijk uit te leggen aan een hoofdkantoor in de VS of China.
CCS (het afvangen en in de ondergrond injecteren van CO2) werkt, is veilig en we hebben het nodig. Speciaal moeilijk of duur is het niet. Voor scenario’s die de opwarming tot minder dan 2 graden beperken speelt CCS vrijwel altijd een grote rol. Als we snel emissies willen reduceren kunnen we niet wachten op groene waterstof uit elektrolyse en windenergie. Dan moeten we snel CO2 uit industriële processen gaan afvangen en injecteren. Daarnaast moeten we waterstof uit aardgas gaan maken en de CO2 afvangen en injecteren. Tenslotte hebben we een uitstekende infrastructuur voor gas.
Het twijfel zaaien aan de veiligheid van CCS door sommige NGO’s is vergelijkbaar met het twijfel zaaien aan de menselijke oorzaken van klimaatverandering door de andere kant van het politieke spectrum. Of het nu gebeurt door onwetendheid of door het bewust verspreiden van fake news om de eigen keuzes op het gebied van de energietransitie door te drukken maakt niet uit.
Van gas los in onze huizen? Voor nieuwe huizen is dat zinvol en kost het minder dan later aanpassen. Maar zet niet te veel druk op de ketel bij het van gas af halen van bestaande bouw. Als er iets is wat mensen tegen de energietransitie in het harnas jaagt is het wanneer ze bang worden gemaakt dat ze op korte termijn van het gas af moeten. Per eenheid gereduceerde emissie zijn de kosten bij het aanpassen van bestaande bouw ook relatief hoog. Leg wat meer nadruk op hybride systemen en wat minder op all electric systemen; het vermindert de kosten enorm.
Laten we ons geen illusie maken over het tempo waarin de rest van de wereld klimaatverandering gaat aanpakken. In landen als China krijgt het tegengaan van milieuvervuiling in grote steden meer prioriteit dan het tegengaan van klimaatverandering. Landen als Rusland en Saoedi-Arabië zullen hun verdienmodel van olie- en gasproductie, het enige verdienmodel dat zij hebben, echt niet zomaar opgeven. Laat Nederland wat voorop lopen, wij kunnen het ons permitteren, maar laten we geen blinde voorloper zijn ten koste van alles. Wij kunnen uitstippelen wat we willen; als de wereld buiten Europa niet meedoet houdt het een keer op.
Ramp of zegen?
Uiteindelijk is dit een redelijk klimaatakkoord. Ik hoop dat het midden van het politieke spectrum intact blijft om het te kunnen verdedigen. Een ramp is het in ieder geval niet. Een zegen zou ik het ook niet willen noemen – het is iets waar we aan moeten beginnen. Maar als we het een beetje slim en nuchter aanpakken dan denk ik dat het best onze zegen verdient.
VS schalieolie: geen goede belegging
Met een productie van ongeveer 12 miljoen vaten per dag zijn de Verenigde Staten nu de grootste olieproducent ter wereld. Zij zijn Saoedi-Arabië en Rusland ruim gepasseerd. Terwijl de productie van die laatste 2 landen stabiel is stijgt de productie van de VS snel.
Tien jaar geleden waren de VS en de EU allebei ruwweg voor de helft zelfvoorzienend op het gebied van olie en gas. Zij zijn toen volledig verschillende richtingen in geslagen. Nu is de VS vrijwel zelfvoorzienend; voor de EU neemt de mate van zelfvoorzienendheid snel af.
Een grote vlucht van VS schalieolie. De grote vlucht die de olieproductie in de VS genomen heeft komt vrijwel geheel op het conto van schalieolie. Sinds 2010 groeide de productie van schalieolie van vrijwel 0 tot de huidige 7 miljoen vaten per dag.
In het begin vond die groei vooral plaats in de Eagle Ford en de Bakken. Rond 2015 bereikte de productie in die twee gebieden een plateau. Na 2015 nam de Permian het stokje over. Van de 3 schalieolie gebieden in de VS is dit de grootste. De grote vraag is nu wanneer voor de Permian de groei zal gaan afvlakken.
VS schalieolie: technische vooruitgang én goedkoop geld. De snelle groei van VS schalieolie heeft een technische kant. Men is er het afgelopen decennium steeds sneller en goedkoper gaan boren. Men boort er langere putten en plaatst er vervolgens steeds grotere fracks. Essentieel hierbij is de VS service industry die niet alleen zeer kundig maar ook relatief goedkoop is.
De snelle groei heeft ook een financiële reden. VS schalieolie heeft Wall Street een manier gegeven om snel heel veel geld te pompen in de oliewereld. En dat hebben ze gedaan! Niet zozeer in de vorm van aandelen maar eerder in de vorm van leningen. Aandelen van schalieoliebedrijven hebben het niet best gedaan. Maar degenen die deze leningen verstrekten zijn er tot nu toe heel aardig uitgesprongen.
Deze manier van werken staat of valt met het beleid van de FED (de Amerikaanse centrale bank) om de rentestanden laag te houden. Hogere rentestanden zijn voor de schalieoliebedrijven, met hun relatief hoge schulden, op den duur een serieus risico.
VS schalieolie nog niet winstgevend. De VS schalieolie industrie als geheel draait nog steeds met verlies. Dat verlies is wel kleiner geworden nu de olieprijzen de laatste 2 jaar zijn aangetrokken. Maar het steekt schril af bij conventionele olieproducenten. De majors, zoals Shell en ExxonMobil, maken ondertussen weer net zoveel winst als in de tijd van de hoge olieprijzen tussen 2010 en 2014.
De divisies van de majors in de VS, die zich met schalieolie en schaliegas bezig houden, draaien overigens ook nog steeds met verlies. Al jaren lang hoort men daar dat men verwacht dat deze divisies over 1 tot 2 jaar winstgevend zullen zijn. Tot nu toe bleef deze winstgevendheid uit.
Hoe lang blijft VS schalieolie doorgroeien? Dit is misschien wel de grootste onzekerheid. Aan de ene kant zijn er de plannen van de Amerikaanse majors, ExxonMobil en Chevron, om de productie hier te verhogen. En laten we de track record van VS schalieolie de afgelopen jaren niet vergeten: de werkelijke productie viel er steeds hoger dan de voorspelde productie.
Aan de andere kant is er de steeds duidelijker wordende afname van de groei in de productie per put. De ruimte om nieuwe putten te boren in de sweet spots (de beste gedeeltes waar de meeste putten geboord worden) begint nu ook in de Permian op te raken. Men gaat er steeds meer putten boren op kleine afstand van de bestaande putten en die leveren (voor een zelfde putontwerp) 20-40% minder op. Daarnaast wordt er, door de afnemende druk in de sweet spots, geleidelijk aan relatief meer gas en minder olie geproduceerd. En aan gas valt in de VS heel weinig te verdienen.
Mijn inschatting is dat de gemakkelijke financiering er toe leidde dat VS schalieolie onverwacht snel kon groeien, maar dat de geologische beperkingen, met name de beperkte ruimte in de sweetspots, ertoe zullen leiden dat het volume van VS schalieolie eerder een plateau zal bereiken dan menigeen verwacht.
Wat betekent dit voor investeerders? Naar mijn inschatting is de geringe winstgevendheid van VS schalieolie blijvend. De break even kosten van VS schalieolie liggen nu (full cycle; dus inclusief alle kosten) dicht bij de 60 dollar per vat (WTI). Dat is beduidend hoger dan de break even kosten voor bv deepwater. De aantrekkelijkheid voor schalieolie zit in de flexibiliteit van de investeringen; het is gemakkelijk om die op korte termijn naar boven of naar beneden te laten gaan (bv als reactie op ontwikkelingen van de olieprijs). Dat weegt naar mijn mening niet op tegen het gebrek aan winstgevendheid.
Ik zou dan ook eerder geneigd zijn in de conventionele olie-industrie of service industry te investeren. Voor een olie- en gasproducent blijf ik enthousiast over Total. Het rendement op vermogen ligt er beduidend hoger dan bij bv Shell of BP. Als enige van de majors heeft Total de keuze gemaakt om niet te investeren in VS schalieolie. De overname van Maersk Oil and Gas heeft goed uitgepakt en de verhouding tussen bewezen reserves en productie is voor Total ruim gemiddeld.
Bij de service industry zou men kunnen denken aan SBM offshore. Het aantal FPSO’s waarvan verwacht wordt dat in 2019 het groene licht wordt gegeven wordt door consultant Rystad Energy geschat op maar liefst 14; een record. Daarmee lijkt de markt voor FPSO’s nu sneller aan te trekken dan de markt voor deepwater drilling.
Shell: hoge cash flow, lage reserves
Oliebedrijven zijn op dit moment niet bijzonder populair op de aandelenmarkten. De zorgen om klimaatverandering en de recente daling van de olieprijzen deden het sentiment geen goed. De relatief hoge volatiliteit van de olieprijzen maakt beleggers nerveus.
Dit alles ondanks de relatief hoge winsten die nu gemaakt worden. De koers-winst verhoudingen zijn relatief laag. Er is hard gewerkt aan kostenbesparingen. In 2018, bij een olieprijs van gemiddeld rond de 70 dollar per vat (Brent), maakten ze winst zoals ze die van 2010 tot 2014 maakten, in een tijd dat de olieprijs boven de 100 dollar lag.
Wat voor de sector als geheel geldt is zeker ook van toepassing voor Shell. De winst voor het vierde kwartaal (op basis van cost of supply, exclusief eenmalige kosten en inkomsten) steeg tot 5.7 miljard dollar. Op jaarbasis steeg de winst tot 21.4 miljard dollar en voldeed daarmee ruimschoots aan de verwachtingen.
Shell’s hoge cash flow. Met de cash flow van Shell gaat het goed. In vergelijking met de andere majors (ExxonMobil, BP, Total en Chevron) doet Shell het zelfs uitstekend (zie de figuur hieronder). Een stuk beter dan ExxonMobil waarvoor de cash flow zich de laatste jaren teleurstellend ontwikkelde.
British Gas is nu geheel binnen Shell geïntegreerd en hoewel de overname misschien niet op de bodem van de markt plaats vond (zoiets exact te timen mag men niet verwachten) is deze heel behoorlijk uitgepakt. De markten voor gas en LNG ontwikkelden zich de laatste 2 jaar in positieve zin. Het na de overname aangekondigde divestment programma vordert gestaag en de schuld is substantieel gedaald.
Shell’s lage reserves. Zo goed als het met Shell’s cash flow gaat, zo slecht gaat het met de reserves. Shell’s verhouding tussen bewezen reserves en productie (“proven reserve life” in de figuur hieronder) is de laagste in de groep van grote oliebedrijven. Voor olie is het zelfs niet veel meer dan 6.
Het wordt genoemd als één van de redenen bij de recente downgrade van Shell door Morgan Stanley: “Morgan Stanley downgrades Shell to underweight: buybacks, dividends, paying off debt imply not enough cash for increased capex just as reserve life is falling faster than at rivals.” Morgan Stanley stelt dat het risico dat Shell te weinig investeert en/of te veel teruggeeft aan beleggers hoger is dan voor de concurrenten.
De reactie van Shell op de constatering dat de reserves tot een ongekend laag niveau gedaald zijn is dat het niet gaat om de grootte van de reserves maar om de (toekomstige) winstgevendheid ervan. Daarnaast stelt men dat er veel assets zijn die voor Shell wel waarde creëren maar niet tot uitdrukking komen in de reserves. Daarbij wijst men bij voorbeeld op de winstgevende LNG activiteiten. Daar zit zeker wat in. Toch zijn sommige analisten er niet helemaal gerust op. Dat geldt toch ook voor andere bedrijven, zo redeneert men. Het hoge dividend rendement lijkt er niet voor niets te zijn.
Shell’s speerpunten. Voor alle majors geldt dat er wat meer focus is komen te liggen op downstream en chemie. Het reflecteert de meer positieve ontwikkeling van de winstgevendheid van deze sectoren ten opzichte van de upstream de laatste jaren. Ook is er een trend naar een groter aandeel van gas in de totale productie. Dit alles geldt ook voor Shell.
Onder de majors heeft Shell een relatief grote focus op gas en LNG. De LNG markten ontwikkelden zich de afgelopen 2 jaar beter dan door veel analisten werd verwacht. Twee zaken speelden hierbij een grote rol: de relatief grote vraag uit China en een grote hoeveelheid van kleine floating regas units die import van LNG mogelijk maakten voor kleinere markten en landen.
Daarnaast heeft Shell een relatief grote focus op deepwater olie; met name in de Golf van Mexico en Brazilië. Deepwater Brazilië is wereldwijd het meest interessante deepwater gebied qua exploratie en het opzetten van nieuwe velden – ook voor Shell.
De focus op schalieolie in de VS voor Shell is gemiddeld. ExxonMobil en Chevron zijn hier meer actief; Total minder. Shell was in het verleden niet bijzonder succesvol in VS schalieolie en winst is er nog niet veel gemaakt. Gaat dat veranderen? In december 2018 was Shell in onderhandeling over een overname van Endeavor. (Tot nu toe) is er geen deal. Het dilemma voor Shell is dat er tot nu toe weliswaar door niemand veel wordt verdiend in VS schalieolie maar dat er niet veel andere mogelijkheden zijn om substantiële hoeveelheden nieuwe olie te winnen.
License to operate. Gas is belangrijk voor Shell en het bedrijf heeft er belang bij dat de methaanlekkage problematiek niet uit de hand loopt. Het is actief bezig deze (voor Shell al relatief lage) methaanlekkages verder terug te brengen en men heeft een relatief ambitieus doel om de wereldwijde methaanlekkages in door Shell geopereerde assets in 2025 tot 0.2% te beperken.
Verder is er een algemeen doel om de hoeveelheid CO2 die uitgestoten wordt voor Shell producten, per eenheid energie, met 50% terug te brengen in 2050 (en met 20% in 2035). Shell is wat dit betreft een voorloper onder de majors. Het reflecteert de Europese wortels van Shell. Europese bedrijven staan onder veel grotere druk hier iets te doen dan Amerikaanse maatschappijen of NOC’s zoals Saudi Aramco.
Investeringen in renewables. De jaarlijkse investeringen in de nieuwe afdeling New Energies gaan nu naar 1 tot 2 miljard dollar. Het betreft een breed scala aan activiteiten, nog niet geheel uitgekristalliseerd, waarbij de zwaartepunten nu liggen bij offshore wind en de distributie van elektriciteit. Het aandeel elektriciteit in de totale energievoorziening en het genereren van elektriciteit met een lage CO2 uitstoot zullen wereldwijd snel toenemen.
Duidelijk is dat hier de groei zit en dat deze nieuwe activiteiten ook noodzakelijk zijn om de license to operate, althans in bepaalde gebieden zoals Europa, te behouden. Tot nu is het rendement hier echter laag. De vraag is of deze nieuwe activiteiten ooit dezelfde return on capital gaan geven als de conventionele olie en gas activiteiten.
De grote uitdaging. De grote uitdaging voor Shell is de volgende combi:
– De energietransitie te managen en te groeien in New Energies
– Iets te doen aan de lage reserves
– Het hoge dividend te blijven uitkeren en aandelen te blijven inkopen
Elk afzonderlijk zijn deze uitdagingen goed haalbaar. Een combinatie van twee uit drie zal ook wel lukken. Maar lukt het om aan alle drie de uitdagingen – gelijktijdig – te voldoen? Dat is de grote uitdaging en daarover zit wat twijfel in de markt.
Het klimaat voor de olie-industrie
31-12-2018
In mijn laatste column beschreef ik de recente ontwikkelingen op de oliemarkten en mijn verwachting voor de olieprijs in 2019: een zijwaartse beweging. In deze eindejaarscolumn wil ik verder kijken dan 2019 en ingaan op de gevolgen van klimaatverandering voor de olie-industrie.
Geen twijfel mogelijk aan de opwarming van de aarde
Regelmatig verschijnen er artikelen die opwarming en klimaatverandering (of de menselijke oorzaken daarvan) in twijfel trekken. Ik vind dat eigenlijk onvoorstelbaar.
Metingen laten onomstotelijk zien dat de gemiddelde temperatuur aan het aardoppervlak is toegenomen. Of die opwarming nu 1,0 of 1,3 graad is sinds het begin van het industriële tijdperk (dat is de mogelijke range) is van secundair belang.
Net zo onomstotelijk is de toename van het CO2 gehalte in de atmosfeer; iets dat voornamelijk komt door het verbruik van fossiele brandstoffen. Dat een toename van het CO2 gehalte leidt tot opwarming is volstrekt plausibel (het vermindert de hoeveelheid infraroodstraling die door de aarde wordt uitgestraald). Als men dat modelleert geeft het een opwarming die vergelijkbaar is aan de geobserveerde opwarming van de aarde.
In de wetenschap is geen plaats voor fake news. Men corrigeert elkaar voortdurend en zo convergeert men langzaam naar een beter begrip van zaken. Dat systeem werkt; ook voor klimaatwetenschap.
De werkelijke vraag is hoe om te gaan met dit probleem. Moeten we ons meer richten op kernenergie? Willen we in Nederland voorloper zijn in de energietransitie – desnoods ten koste van een stukje welvaart? Over dat soort dingen kunnen de meningen verschillen. Maar kunnen we het eens zijn over de basics? De temperatuur neemt toe en dat komt door het uitstoten van broeikasgassen.
De olievraag daalt niet
Op dit moment proberen sommige actiegroepen er ons van te overtuigen dat oliebedrijven niet in staat zullen zijn hun reserves te produceren. Als ze dan met hun stranded assets blijven zitten zou dat tot grote financiële problemen kunnen leiden. Zoeken naar nieuwe olievelden is wel het laatste wat ze nu zouden moeten doen.
Deze redenering is naar mijn mening onjuist. De verhouding tussen bewezen reserves en jaarlijkse productie ligt voor westerse oliemaatschappijen rond de 10. Uit deze reserves produceren zij en het is hier dat zij hun grote investeringen hebben gedaan (en op basis waarvan zij door beurs en analisten gewaardeerd worden). Deze bewezen reserves zullen zij volledig kunnen produceren.
Zonder enige investering daalt de productie van een olieveld per jaar gemiddeld met een kleine 10%. Voorlopig daalt de wereldwijde vraag naar olie echter helemaal niet. Als dat, mogelijk al rond 2025, wel zal gebeuren zal dat met een veel kleiner jaarlijks percentage zijn. Ook voor een 2 graden scenario is de vraag naar olie in 2040 nog ongeveer 75% van de huidige vraag. Oliebedrijven kunnen voorlopig nog niet stoppen met investeren.
De maatschappelijke acceptatie van oliebedrijven daalt wel
Het probleem voor westerse oliebedrijven is niet zozeer een daling van de olievraag maar een daling van de maatschappelijke acceptatie van hun activiteiten. Zij bevinden zich in een eigenaardige spagaat: de samenleving stelt ze verantwoordelijk voor klimaatverandering maar blijft ondertussen hun product onverminderd consumeren.
Komen oliebedrijven nog weg met hun winst en relatief hoog rendement op het produceren van olie en gas als in de toekomst de gevolgen van klimaatverandering nog duidelijker worden? Het is niet denkbeeldig dat westerse landen belastingen op winst uit fossiele brandstoffen dan gaan verhogen. Evenmin valt uit te sluiten dat zij in sommige landen aansprakelijk gesteld zullen worden voor de gevolgen van klimaatverandering.
Kan de winning van olie en gas überhaupt nog doorgaan in sommige westerse landen? In Nederland is het ontwikkelen van nieuwe gasvelden, door een veelheid aan regelgeving en tegenwerking vanuit een deel van de samenleving, nu praktisch onmogelijk geworden.
Hoe reageren oliebedrijven?
Oliebedrijven houden er wel degelijk rekening mee dat de vraag vroeger of later terug gaat lopen. De exploratie in nieuwe gebieden zonder enige bestaande infrastructuur (denk aan de Arctische gebieden) is stopgezet. Alle majors, met uitzondering van ExxonMobil, trokken zich de afgelopen jaren terug uit Canadese oliezanden (het segment binnen de olie-industrie met de langste terugverdientijd).
Zij besteden meer aandacht aan het terugdringen van emissies bij het produceren van olie en gas. Methaanlekkages (methaan is een krachtiger broeikasgas dan CO2) worden nu aangepakt. Men is terughoudend om nieuwe projecten voor de energie-intensieve winning van zware olie op te zetten.
Daarbij beginnen sommige oliebedrijven nu ook concrete en ambitieuze targets te stellen. Shell mikt erop dat de totale bijdrage aan de opwarming, per eenheid energie, van hun producten (inclusief het verbruik) in 2035 met 20% verminderd zal zijn (en met 50% in 2050). Het vereist een aanpak van methaanemissies, een verschuiving van olie naar gas en een grote groei van het produceren en/of distribueren van elektriciteit (denk aan offshore wind), biobrandstoffen en waterstof.
Hogere investeringen in duurzaam
Met name voor de Europese majors (Shell, Total, in minder mate BP) beginnen de investeringen in duurzame energie van de grond te komen. Al gaat het om forse investeringen; procentueel is het nog slechts ongeveer 5% van de jaarlijkse budgetten.
Op de lange duur staan oliebedrijven voor een keus. Blijft men zich concentreren op de bestaande core olie en gas business waar hun technische kracht en competentie grotendeels ligt? Of transformeert men zich tot een algemene energiemaatschappij en accepteert men dat het voorkomen van krimp samengaat met het zich begeven in sectoren waarvan het rendement, althans tot nu toe, systematisch lager lag? Tot nu toe lijken vooral de grote Europese oliebedrijven op de tweede optie voor te sorteren.
Oliebedrijven staan niet los van de maatschappij waarin zij opereren. Het is goed mogelijk dat voor Shell het hoofdkantoor en een afdeling New Energies in Nederland blijft maar dat de support voor de wereldwijde olie- en gasactiviteiten verder naar het buitenland verschuift.
Wat betekent dit voor beleggers?
Voor beleggers geldt eens te meer: kijk uit dat men niet alle eieren in één mandje legt. Dat geldt voor alle sectoren maar zeker ook hier. Grote oliemaatschappijen zijn geen weduwen- en wezenfondsen meer (zijn die er überhaupt nog?) waar men lange tijd niet naar om hoeft te kijken. Het kan aantrekkelijk zijn, gezien de hoge dividenden, maar er zijn ook risico’s.
De eigenlijke vraag is: zijn deze risico’s voldoende in de koersen verdisconteerd? Naar mijn inschatting is dat, voor de westerse oliebedrijven met een relatief hoog dividend, wel het geval. Dat hoge dividend is er niet voor niets. Deze bedrijven hadden altijd al een relatief hoog dividend rendement. Tien jaar geleden dacht men nog dat de olie in de grond voor deze bedrijven ooit zou opraken; iets dat heel anders uit pakte. Nu prijst men de lange termijn gevolgen van klimaatverandering in.
Bubbels voor aandelen komen vanuit een onverwachte hoek. Men kan, bij de huidige publiciteit over dit onderwerp, moeilijk stellen dat dit voor klimaatverandering het geval is.
Een gelukkig 2019 voor een ieder die dit leest.
Politiek en olieprijs
Afgelopen maanden ging de olieprijs snel op en neer. In september steeg de prijs voor een vat Brent olie nog tot 85 dollar; een prijs die we sinds 2014 niet meer hadden gezien. In oktober en november daalde Brent tot onder de 60 dollar. OPEC (of eigenlijk de combi Saoedi-Arabië en Rusland) moet alle zeilen bijzetten om adequaat te reageren op de snelle veranderingen van de situatie.
Daarbij werden ze door president Trump lelijk beentje gelicht. Eerst verhoogden ze hun productie om te voorkomen dat de door president Trump aangekondigde sancties tegen Iran tot tekorten en te hoge olieprijzen zouden gaan leiden. Afgelopen vrijdag werd op de OPEC vergadering in Wenen besloten de productie weer te gaan verlagen met 1,2 miljoen vaten per dag. Dat president Trump recent ontheffingen afkondigde die de verminderingen van de olie export uit Iran voorlopig weer voor een groot deel ongedaan maakten speelde daarbij een grote rol.
Bij deze recente variaties in de olieprijs zijn er drie hoofdrolspelers: Trump, Mohammed bin Salman (alom bekend als “MBS”) en Putin. Als zij iets gemeen hebben is het wel hun gebrek aan scrupules. Hoe staan zij in dit spel?
Trump. Trumps hart ligt eerder bij kolen dan bij olie of gas. Kolenarbeiders staan voor de kern van zijn electoraat: hard werkende mensen met een lage opleiding die zich bedreigd voelen door recente economische ontwikkelingen en globalisering. Het zijn mensen die denken – niet geheel zonder reden – dat zij weinig te verwachten hebben van de elite aan de oostkust en in Californië.
Als men Trump hoort over olie gebruikt hij veelal de term energy dominance. Weinig dingen doen het in de VS zo goed als te weten dat men voor olie niet afhankelijk is van het buitenland – en al helemaal niet van landen in het Midden Oosten. En ook al kan men zich afvragen in hoeverre de recente groei van schalieolie geleid heeft tot energy independence (laat staan dominance), feit is dat de VS nu snel het punt naderen waarop zij een netto exporteur van olie worden.
Menigeen sloeg de tweets van president Trump waarin hij bleef pushen voor lagere olieprijzen (ook bij een ondertussen sterk gedaalde prijs) met enige verbijstering gade. Prijzen lager dan de huidige zijn helemaal geen goed nieuws meer voor de economie van de VS (in tegenstelling tot Europa met zijn grote afhankelijkheid van geïmporteerde olie). De achtergrond voor deze tweets was dan ook geen economische maar een electorale: kiezers hechten grote waarde aan lage benzineprijzen.
Trumps regering is chaotisch en haar besluiten zijn moeilijk te voorspellen. Trumps tweets geven een beeld van een onzekere en rancuneuze man die er waarde aan hecht om gezien te worden als een sterke leider. Zijn rol als architect van de recente val van de olieprijzen doet hem goed.
MBS. Net als Trump is MBS, de kroonprins van Saoedi-Arabië, relatief nieuw op het wereldtoneel. In 2015 werd zijn vader koning van dit autocratische land. Zijn vader, reeds in de tachtig, zal de laatste koning zijn van de oude generatie. Na wat verschuivingen benoemde hij in 2017 zijn favoriete zoon, MBS, tot kroonprins. Op dat moment runde MBS al het land; defensie, economie én oliepolitiek.
De Duitse inlichtingendienst beschreef MBS als een politieke gokker waarmee Saoedi-Arabië niet langer een stabiele factor in het Midden Oosten is. Zijn impulsieve en ondoordachte initiatieven leveren steeds meer probleemdossiers op. Een militaire interventie in Jemen die de rivaliteit met Iran op de spits drijft weet hij maar niet tot een goed einde te brengen. Na het gevangen zetten en martelen van een aantal familieleden en zakenmensen wordt hij gevreesd maar kan hij weinig mensen meer vertrouwen. De recente moord op de journalist Jamal Khashoggi waar hij, zoveel is wel duidelijk, persoonlijk opdracht toe gaf heeft hem chantabel gemaakt.
Wat betreft de olieprijs legt MBS de nadruk op een hogere prijs voor de korte termijn. Bij een prijs onder de 80 dollar per vat lopen de financiële reserves terug. Er is geld nodig om een snel groeiende bevolking tevreden te houden; zeker zolang MBS zijn doel, koning te worden, nog niet bereikt heeft. Dit alles verzwakt de positie van zijn minister van oliezaken, Khalid al-Falih, bij de onderhandelingen binnen OPEC en met Rusland over de verdeling van productieverminderingen.
Putin. Vladimir Putin is al veel langer aan de macht. Zijn doel is dat Rusland weer een wereldmacht wordt – olie en gas zijn daarbij een middel. Hij beschikt, in tegenstelling tot Trump en MBS, over een gedegen kennis van de olie- en gasindustrie. Hij schreef er ooit zijn proefschrift over en, ook al schreef hij soms wat over uit een ander boek, hij weet waar hij het over heeft.
Rusland is veel beter dan Saoedi-Arabië bestand tegen een periode van lage olieprijzen. Putin realiseert zich ook dat je niet tegen de fundamentals op de oliemarkten in moet gaan. Eigenlijk vindt hij productiebeperkingen maar niets; hooguit van nut bij een crisis en een tijdelijke uitval van de vraag.
Putin hecht echter waarde aan Ruslands groeiende machtspositie in het Midden Oosten. Daarom gaat hij mee met de Saoedi’s; maar alleen na hard onderhandeld te hebben en ervoor gezorgd te hebben dat Saoedi-Arabië het grootste deel van de last van de productiebeperkingen op de schouders neemt.
Gevolgen voor de olieprijs. Bij alle commotie verliezen we makkelijk uit het oog dat er voor de fundamentals, de lange termijn ontwikkelingen in vraag en aanbod, weinig veranderde. Vraag en aanbod liggen op dit moment niet ver uit elkaar en de voorraden bevinden zich op een gemiddeld niveau. De olievraag blijft, zolang Brent onder de 80 dollar per vat blijft, goed doorgroeien. De investeringen in conventionele olie blijven relatief laag. VS schalieolie blijft vooralsnog hard doorgroeien en vangt het grootste gedeelte van de toenemende vraag op.
Voor 2019 verwacht ik dan ook een zijwaartse beweging en vergelijkbare olieprijzen als in 2018; rond de 60 tot 80 dollar per vat (Brent). Boven de 80 dollar dreigt de vraag te verminderen en om dat te voorkomen schroeven Saoedi-Arabië en Rusland de productie dan op. Een niveau beneden de 60 dollar leidt binnen korte tijd tot een minder snelle groei van VS schalieolie en is het niveau waarbij Saoedi-Arabië en Rusland hun productie geneigd zijn terug te brengen.
De toegenomen onzekerheid en volatiliteit van de olieprijs zal voortduren (met zowel opwaartse als neerwaartse risico’s). Aan de aanbodkant is de reservecapaciteit nu relatief klein. President Trump kan met het wel of niet verlenen van ontheffingen voor de Iran sancties een relatief grote invloed uitoefenen. De strijd om de macht binnen Saoedi-Arabië en de rivaliteit tussen Saoedi-Arabië en Iran kunnen uit de hand lopen.
Bij de huidige prijs komt het grootste neerwaartse risico voor de olieprijs en olieaandelen niet uit de oliewereld zelf maar uit de wereld daarbuiten. Hoeveel fut zit er nog in de bull market van de laatste 10 jaar? Een economische crisis, al of niet getriggerd door een VS – China handelsoorlog, kan alles op zijn kop zetten. Investeerders staan voor de vraag of de bear market nu begonnen is of dat de recente koersdalingen nog een laat instappunt kunnen zijn om nog wat winst te pakken. Het antwoord op die vraag kan een olieman u niet geven.
Een nieuw evenwicht voor de olieprijs?
Eind september raakte de olieprijs (Brent) nog even de 85 dollar per vat aan. Sinds dat moment is de prijs met ruim 15% teruggevallen tot dicht bij de 70 dollar per vat.
Een aantal factoren speelde hierbij een rol:
– de afgelopen maanden zijn de verwachtingen voor de groei van de vraag naar olie in 2019 licht naar beneden bijgesteld (met name voor derde wereld landen);
– de VS maakte het een aantal landen mogelijk om hun olie-import uit Iran, voor een gedeelte en slechts voor een beperkte tijd, nog even in stand te houden. Daarmee daalt de olie-export uit Iran nu wat minder snel;
– het werd steeds duidelijker dat, sinds de OPEC meeting in juni, Saoedi-Arabië en Rusland inderdaad hun productie flink hebben opgeschroefd;
– tenslotte hebben de vele hedge funds, die eerder dit jaar hun long posities in olie tot record hoogte opbouwden, de afgelopen maanden een deel van deze posities afgebouwd.
President Trump speelde bij dit alles een grote rol; niet alleen door de afzwakking van de Iran sancties aan te kondigen maar ook door Saoedi-Arabië aan te sporen om de productie te vergroten. Blijkbaar wilde hij niet dat de prijzen voor de verkiezingen van 6 november al te zeer op zouden lopen.
Wie bepaalt nu de olieprijs?
In 2016 en 2017 had VS schalieolie een relatief grote invloed op de olieprijs. De snelle afname van de productie van een schalieolieput (50-70% van de totale productie vindt plaats in het eerste jaar) en de korte tijd die ligt tussen de beslissing om een nieuwe put te boren en de aanvang van de productie zorgden ervoor dat de olieprijs tussen de 40 en 60 dollar per vat bleef. Viel de prijs onder de 40 dollar per vat dan leidde dat tot een relatief snelle afname van de productie wat die lage prijs weer corrigeerde. Ging de prijs boven de 60 dollar dan gebeurde het omgekeerde.
Vanaf zomer 2017 kan VS schalieolie de complete toename van de vraag en de afname van het aanbod van conventionele olie niet meer in zijn eentje opvangen. De productie groeit daar nu zo snel als mogelijk. Dat is weliswaar goed voor de productievolumes maar vermindert de invloed van VS schalieolie op de olieprijs. Zij zitten, op dit moment althans, niet meer aan de knoppen.
Wie er wel aan de knoppen kunnen draaien zijn Saoedi-Arabië en Rusland. Zij hebben een keus: zij kunnen de ooit in december 2016 begonnen productieverlagingen handhaven of die (sneller of langzamer) afbouwen. Daarmee is hun invloed op de olieprijs vergroot. De rest van OPEC heeft slechts een beperkte invloed op de besluitvorming.
Een nieuw evenwicht voor de olieprijs
Ook Saoedi-Arabië en Rusland hebben geen belang bij prijzen boven de 80 dollar per vat. Boven de 80 dollar gaat de vraag teveel inzakken; een dergelijk niveau valt (nu nog) niet te handhaven.
Toen de prijzen in mei boven de 80 dollar per vat gingen zei de markt eigenlijk tegen Saoedi-Arabië en Rusland: laat maar eens zien of jullie echt de productie op willen schroeven. Welnu, dat hebben ze gedaan. En nu gebeurt het omgekeerde. Bij de nu dalende prijzen zegt de markt eigenlijk: laat maar eens zien dat jullie echt een gedeelte van die vermeerdering van de productie weer ongedaan willen maken.
Naar mijn verwachting zullen Saoedi-Arabië en Rusland dat ook gaan doen. Het lijkt in hun belang om de prijs van Brent niet onder de 60 – 70 dollar te laten vallen. Hun budgetten hebben het nodig; die zijn nog maar net een beetje hersteld van de 2014-2017 lage olieprijs periode. Het kan ook, nu olievraag en -aanbod aardig met elkaar in evenwicht zijn. Er is op dit moment geen structureel groot overaanbod waartegen het vechten tegen de bierkaai zou zijn.
Kortom: het neerwaarts potentieel voor de olieprijs lijkt mij nu beperkt. De komende OPEC meeting van 6 december zal uitsluitsel moeten geven. De echte beslissingen worden echter daarvoor genomen in een onderonsje van Saoedi-Arabië en Rusland. De eerste signalen zijn dat zij inderdaad hun productie wat zullen verlagen. Ook nu zal de grootste last van deze verlaging weer op de schouders van Saoedi-Arabië komen; de Russen spelen het spel harder.
Goed nieuws voor de majors
Op de korte termijn verwacht ik dus een zijwaartse beweging van de olieprijs, rond de 65-80 dollar per vat (Brent). Om daar ooit blijvend aan de bovenkant te kunnen uitbreken dienen Saoedi-Arabië en Rusland eerst hun productiemaatregelen uit december 2006 volledig te hebben afgebouwd.
Voor de grote oliemaatschappijen hoeft een dergelijke zijwaartse beweging van de olieprijs geen slecht nieuws te zijn. Hun kosten zijn nog steeds relatief laag. De terughoudendheid met de investeringen lijkt blijvend.
Toch valt het op bij Shell: een hoge cashflow, inkopen van aandelen en de koers daalt na de publicatie van de kwartaalcijfers met 1%. Wat is er voor nodig om de markt wat enthousiaster te maken? Ik kan niet anders bedenken dan: dit kunstje te blijven herhalen. Kwartaal in, kwartaal uit. Jaar in, jaar uit. Want op dit moment maken de majors winst alsof de prijs ver boven de 100 dollar per vat ligt.
Olie: zijn contractors weer aantrekkelijk?
De afgelopen twee jaar hebben aandelen in olieproducenten het relatief goed gedaan. Deze bedrijven profiteerden van stijgende olieprijzen en dalende kosten. Door de investeringen op een laag niveau te houden verkregen zij weer een positieve cash flow – ook na het betalen van dividend.
De vele contractors, actief in boren, logging of het bouwen van platforms en FPSO’s, deden het minder goed. Tot nu was er, ten gevolge van overcapaciteit, sprake van lage prijzen voor hun producten of diensten. In tegenstelling tot de producenten bleven de koersen van hun aandelen de afgelopen 2 jaar veelal op een relatief constant (en laag) niveau.
Als de olieprijzen in de buurt van het huidige niveau blijven, gaat dat naar mijn inschatting veranderen. De activiteiten van de contractors trekken aan en daarmee zullen, vroeger of later, hun tarieven omhoog gaan. Dat is nu nog slechts in beperkte mate in de koersen verdisconteerd.
Deepwater is terug. Daarbij heb ik een voorkeur voor bedrijven met een relatief grote focus op deepwater. De afgelopen twee jaar is de aantrekkelijkheid van deepwater olieproductie ten opzichte van schalieolie geleidelijk aan verbeterd. De break even kosten van deepwater zijn nu gedaald tot onder de 40 dollar per vat. Voor nieuwe projecten concentreert men zich op de meest aantrekkelijke gebieden: Brazilië, de Golf van Mexico en Guyana.
Daarentegen stegen de breakeven kosten voor VS schalieolie. Nieuwe putten beginnen relatief meer gas en minder olie te produceren. In tegenstelling tot andere segmenten in de olie-industrie zijn hier de kosten al wel aan het stijgen. Het gebrek aan pijpleidingcapaciteit heeft tot gevolg dat olie in de schalieoliegebieden in West Texas nu ongeveer 15 dollar minder waard is dan in Houston aan de kust.
Deepwater heeft nu beduidend lagere break even kosten dan VS schalieolie. De aantrekkelijkheid van VS schalieolie beperkt zich tot flexibiliteit in de investeringen en kortere terugverdientijden. Schalieolie is goed maar deepwater is beter, was de teneur van een recent interview met Andy Brown (het hoofd van de Upstream binnen Shell) in de Financial Times.
Deepwater drilling: Transocean. De boorbedrijven hebben een aantal verschrikkelijke jaren achter de rug. De koersen bevinden zich op pakweg een kwart van waar zij zich bevonden voor de ineenstorting van de olieprijzen in 2014. De overcapaciteit begint nu minder te worden; veel van de oudere boorplatforms en drillships zijn ondertussen gesloopt en de activiteiten beginnen aan te trekken.
Mijn voorkeur bij de boorbedrijven gaat uit naar Transocean (Transocean, RIG, is in New York genoteerd en maakt deel uit van de S&P500). Zij zijn de marktleider in harsh environment rigs (zeg maar: Noorwegen, Canada) en (ultra-)deepwater rigs en drillships. Hun overname van Ocean Rig (inclusief 9 ultra deepwater drillships) vergroot hun focus op deepwater. Het is met name in het deepwater segment waar ik de komende jaren een grote groei in de activiteiten verwacht. Het aantal offshore projecten dat in gang wordt gezet neemt nu snel toe (zie ook de figuur aan het eind van het artikel). Bij de laatste veiling van licenties in Brazilië legden bedrijven als Shell, Chevron en ExxonMobil weer forse bedragen neer om licenties te verwerven.
De figuur hieronder geeft ook de inschatting van WoodMackenzie weer voor de utilisation rate en verwachte day rates voor ultra deepwater drillships. WoodMackenzie verwacht dat de komende jaren deze day rates kunnen verdubbelen.
Aan dit alles zit een substantieel risico. Als de olieprijzen weer omlaag gaan (denk aan een economische crisis of een handelsoorlog) dan kunnen de aandelen van boorbedrijven nog lang in de kelder blijven zitten. Maar de upside is er ook: als wij inderdaad naar een cyclus van hogere prijzen toegaan dan zijn deze aandelen nu nog goedkoop. De huidige market cap van de wereldwijd 4 grootste offshore boorbedrijven (Transocean, Seadrill, Ensco, Diamond Offshore) is slechts zo’n 15 miljard dollar. Het is een fractie van wat hun in bedrijf zijnde rigs en drillships ooit hebben gekost.
De drie olieproducenten die ik afgelopen jaar noemde als potentieel aantrekkelijke aandelen (Total, Lundin en ExxonMobil) hebben een veel lager risicoprofiel. Ik zou die gewoon aanhouden en hooguit overwegen voor Lundin, dat de afgelopen 12 maanden verdubbelde in koers, wat winst te pakken (dat aandeel lijkt nu erg duur te worden). Naar mijn inschatting is het moment nu echter gekomen dat een aandeel als Transocean hierop een mooie aanvulling kan zijn.
Hoe staat de olieindustrie erbij?
Afgelopen week woonde ik in Stavanger de ONS (Offshore Northern Seas) conferentie bij. Wat ooit begon als een conferentie specifiek gericht op de offshore industrie in de Noordzee is uitgegroeid tot de grootste olie en gas conferentie in Europa.
Men ziet er presentaties van de CEO’s van de grootste oliebedrijven zoals Patrick Pouyanné van Total (“wij gaan niet investeren in schalieolie in de VS”). Maar ook van de Amerikaanse schaliejongens zoals Scott Sheffield van Pioneer (“I started this company at 30 million and I am now leaving it at 30 billion”). Daarnaast ziet men er de meest vooraanstaande analisten en economen die zich met de olie-industrie bezig houden. En, in de sessie over geopolitiek, een voormalig hoofd van de Britse inlichtingendienst MI-6 (“I will not discuss Brexit”).
Ik wil proberen u een kort overzicht te geven van 3 van de 4 thema’s die ik het meest interessant vond: geopolitiek, exploratie en oliemarkten. Op de energietransitie kom ik nog eens terug.
Geopolitiek. De geopolitiek is terug als een belangrijke factor voor de oliemarkten. Het vergroot de onzekerheid. Er is een lange lijst aan problemen en conflicten die aanleiding kunnen geven tot een uitval van lokale olieproductie. Binnen OPEC speelt dat niet alleen voor Venezuela maar bijvoorbeeld ook voor Libië en Nigeria. De machtsstrijd in het Midden Oosten tussen Saoedi-Arabië en Iran lijkt alleen maar heftiger te worden. “Iran is er op uit onze regio te domineren” stelde Ibrahim al Muhanna, adviseur van de laatste drie olieministers van Saoedi-Arabië. “Net als Saddam, maar dan met andere methodes.” Het geeft aan hoe diep het wantrouwen zit.
In tegenstelling tot vroeger zijn de VS geen stabiliserende factor meer. Ook onder Obama begon de VS zich reeds langzaam terug te trekken uit het Midden Oosten. President Trump lanceert in snel tempo allerlei ver reikende initiatieven. De hernieuwde sancties tegen Iran kunnen leiden tot stijgende olieprijzen (zie hieronder). Als hij het handelsconflict met China werkelijk op de spits drijft kan dat grote gevolgen hebben voor de wereldeconomie en daarmee de olievraag. Het lijkt niet in zijn belang om dat te doen – zeker voor de aanstaande verkiezingen in november – maar toch. Het is op dit moment het grootste neerwaartse risico voor de olieprijs. In de presentatie van sir John Scarlett, voormalig hoofd van MI-6, schemerde enige verbijstering – en diepe zorg – door over de ontwikkelingen van de laatste jaren. Brexit en dan ook nog Donald Trump als president…
Fu Chengyu, voormalig chairman van CNOOC en Sinopec, stelde onomwonden dat de situatie met het milieu in China verschrikkelijk is. Chinezen staan er niet om bekend boude uitspraken te doen op dit soort conferenties. Het geeft aan hoezeer het tegengaan van de vervuiling door kolen nu prioriteit krijgt van de Chinese machthebbers. Als het aandeel kolen in de energievoorziening inderdaad volgens plan terugloopt naar 47% in 2030 betekent dat een grote groei voor renewables én gas. Zoals China in het decennium van 2000-2010 de kar trok in de snelle groei in de wereldwijde vraag naar olie kunnen zij dat in het komend decennium weer doen – maar dan voor de wereldwijde vraag naar gas.
Exploratie. In de afgelopen periode van lage olieprijzen schroefden alle bedrijven hun exploratie budgetten terug. De financiering voor kleine niche bedrijven die zich specialiseren in exploratie droogde vrijwel geheel op. Banken zijn veel terughoudender geworden met de financiering van olie- en gasbedrijven (de druk vanuit aandeelhouders en andere stakeholders speelt daarbij een grote rol). Private equity is veel minder huiverig maar heeft een duidelijke voorkeur voor het financieren van bedrijven met een lager risicoprofiel die zich richten op het overnemen en exploiteren van bestaande producerende velden.
De majors zoals Shell beginnen nu voorzichtig weer iets meer aandacht te geven aan exploratie naar nieuwe velden. Deepwater Brazilië is voor de majors het gebied dat qua exploratie nu de meeste aandacht krijgt. Alle majors hebben hier licenties verworven sinds Brazilië voor hen openging en Petrobras er niet langer de enige operator is. In de wereldwijde ranking van prospects die Equinor (het vroegere Statoil) liet zien sprongen de deepwater prospects in Brazilië er met kop en schouders boven uit. Men kijkt met spanning uit naar de putten die er nu geboord gaan worden. “De meest interessante tijd uit mijn carrière komt eraan” aldus Tim Dodson, hoofd exploratie bij Equinor.
In het algemeen is de aantrekkelijkheid van deepwater ten opzichte van VS schalieolie de afgelopen twee jaar verbeterd. Bleven de kosten voor deepwater afgelopen twee jaar gelijk (en op een relatief laag peil), de kosten voor VS schalieolie stegen de laatste jaren. Deepwater productie vindt plaats met FPSO’s; als de markt hiervan gaat aantrekken is dat goed nieuws voor de makers ervan zoals SBM (waarvan de juridische perikelen in Brazilië nu achter de rug zijn).
Oliemarkten. Een aantal maanden geleden, toen president Trump de sancties tegen Iran aankondigde, was het relatief onzeker hoe groot de invloed zou zijn op de olie-export van Iran. De meest recente signalen zijn nu dat die invloed relatief groot zal zijn.
Westerse bedrijven zoals Shell en Total krijgen geen ontheffing uit de VS om zaken met Iran te kunnen blijven doen. Dat maakt het voor hen onmogelijk om olie uit Iran te kopen. Indiase bedrijven willen wel nog olie uit Iran kopen maar vinden nu dat ze het transport van die olie niet meer kunnen verzekeren. Chinese staatsbedrijven gaan door met olie importeren uit Iran maar China wil deze import niet al te zeer laten stijgen. Met wil daar de VS geen aanleiding geven om het handelsconflict tussen China en de VS verder op de spits te drijven.
Helima Croft (RBR) schatte in de paneldiscussie op de ONS de uiteindelijke daling van de Iraanse olie export in op meer dan 1 miljoen vaten per dag. Amrita Sen (Energy Aspects) kwam uit op 1,5 miljoen vaten per dag. Het is een daling die kan worden opgevangen als landen als Saoedi-Arabië of Rusland hun productie zo veel mogelijk verhogen. Mocht dit gebeuren dan is het met hun reservecapaciteit wel gedaan. De wereldwijde reservecapaciteit zou daarmee op een historisch laag niveau komen. Er hoeft dan maar iets te gebeuren of de olieprijzen gaan dan substantieel omhoog.
Over oliemarkten schreef ik met Lucia van Geuns een rapport voor de Haagse denktank HCSS (the Hague Centre for Strategic Studies): “Towards tighter oil markets before peak oil demand”. Het staat sinds kort online (en zit niet achter een betaalmuur). Hoe groot de invloed van de energietransitie op de lange termijn ook mag zijn; op de korte en met name de middellange termijn (de vroege 2020’er jaren) zien wij een aantal factoren die de kans op krappere oliemarkten en hogere olieprijzen groter maken.
Een reus op de Noordzee: Johan Sverdrup
Er is een oud gezegde in de olie-industrie dat grote velden steeds groter worden. Men vindt er een dieper zand bij, of een blokje aan de rand dat nog niet ontwikkeld was. Of misschien konden de geologen zich wel niet voorstellen dat het zó groot was.
Écht grote velden worden er niet veel meer gevonden. En al helemaal niet op de Noordzee. Het Johan Sverdrup veld offshore Noorwegen is dan ook een geval apart. Met bewezen reserves van 2,1 miljard barrel (verwacht: 2,5 miljard, mogelijk: 3,1 miljard) komt geen enkele andere Noordzee ontdekking deze eeuw ook maar in de buurt. De op een na grootste ontdekking deze eeuw, Buzzard uit 2001, heeft ongeveer een derde van de reserves van Johan Sverdrup.
Tot nu tot ligt de ontwikkeling van het veld op schema. In juni dit jaar installeerde de Pioneering Spirit van Allseas de drilling platform topsides (de zwaarste single lift installatie ooit; toch iets waar Nederland een beetje trots op mag zijn). Processing platform topsides en het accommodatie gedeelte zullen in 2019 volgen. De start van de productie is gepland in het laatste kwartaal van 2019, waarna de productie snel kan gaan toenemen totdat de totale capaciteit voor fase 1 van de ontwikkeling van het veld (440.000 vaten per dag) bereikt is. Vervolgens kan men direct door met fase 2 die de totale productie naar 660.000 vaten per dag gaat brengen.
Lage break even kosten
Break even kosten voor de eerste fase van het project zijn nu gedaald tot onder de 15 dollar per vat. Dat is ongekend laag (ter vergelijking: break even kosten zijn ongeveer 40 dollar voor nieuwe deepwater velden in Brazilië, Guyana of de Golf van Mexico, ongeveer 50-60 dollar voor VS schalieolie).
Dat deze kosten hier zo laag zijn ligt aan een aantal factoren. De schaalgrootte die het enorme volume met zich meebrengt helpt. De geologische condities helpen (uitstekend reservoir op niet al te grote diepte van ongeveer 2 km). De waterdiepte ter plekke van slechts ruim 100 m helpt. En tenslotte: het project werd aanbesteed en gebouwd in de lage olieprijswereld van de afgelopen jaren wat met de huidige overcapaciteit de kosten in hoge mate omlaag gebracht heeft.
Zijn de bedrijven achter Johan Sverdrup dan ook aantrekkelijke beleggingen?
Operator Equinor (het vroegere Statoil) heeft met ongeveer 40% het grootste aandeel. Grootste partner is het Zweedse Lundin met bijna 23% (het was niet Statoil die dit veld ooit vond maar het veel kleinere Lundin). De Noorse staat neemt via staatsbedrijf Petoro met 17% deel. Tenslotte nemen AkerBP (waarvan de aandelen verhandeld worden op de beurs van Oslo) en Total met respectievelijk ruim en bijna 10% deel. Total verkreeg dit aandeel vorig jaar door de overname van Maersk Oil and Gas.
Hoe aantrekkelijk zijn deze bedrijven als belegging? Twee ervan (Total en Lundin) noemde ik in een column een jaar geleden als aantrekkelijke aandelen. Van de majors blijft Total – net als een jaar geleden – mijn favoriete aandeel. Door geluk of kundigheid hadden zij een goede hand met de timing van investeringen in het laatste decennium. Van 2012 tot 2014 kozen zij er voor het relatief rustig aan te doen qua investeringen. De afgelopen jaren lieten zij daarentegen de investeringen niet al te zeer terug zakken en deden zij een aantal interessante overnames. Daar plukken zij nu de vruchten van. De cijfers van het afgelopen kwartaal verrasten de markten wederom in positieve zin.
Als enige van de majors heeft Total de bewuste keuze gemaakt om niet in VS schalieolie te investeren. Het argument hierbij is dat de technische sterkte van het bedrijf hier niet ligt en dat de hoeveelheid producenten die hier wat aan verdient tot nu toe zeer klein is gebleken. Het lijkt me een goede keuze. Aandeelhouders van Shell mogen naar mijn inschatting opgelucht adem halen dat BP voor 10 miljard dollar de schalieolie assets van BHP overnam en niet Shell.
Lundin: tijd om winst te nemen
De waarde van Lundin zit voor een groot deel in het aandeel in Johan Sverdrup. Sinds mijn column vorig jaar steeg het aandeel met bijna 70% naar ongeveer 290 Zweedse kronen. Daarmee is naar mijn inschatting het goede nieuws van het afgelopen jaar (stijgende olieprijzen en de lagere break even kosten van Johan Sverdrup) ruimschoots in de koers verdisconteert. Laten we ons hierbij wel realiseren dat het een schatting van de gemiddelde olieprijs van 2020 tot pakweg 2040 is die de waarde van Johan Sverdrup bepaalt. Is die werkelijk zoveel veranderd in het afgelopen jaar?
Met de huidige koers en een marktwaarde van tegen de 10 miljard euro begint het aandeel duur te worden. Voor Aker BP lijkt hetzelfde te gelden; het aandeel liet afgelopen jaar een vergelijkbare snelle stijging zien en lijkt nu ook relatief hoog gewaardeerd te worden. Hoe winstgevend Johan Sverdrup ook zal zijn: de belastingdruk op olie- en gasvelden in Noorwegen is met 78% substantieel. Denken beleggers hier aan een mogelijke overname? Rekent men op een nieuwe grote vondst? Beide mogelijke redenen lijken me erg speculatief. Tijd om winst te nemen.
Het gaat goed met gas
Wereldwijd blijft de vraag naar gas groeien. Afgelopen jaar gebeurde dat met zo’n 3 procent (ongeveer twee keer zo snel als de groei van de olievraag) en de verwachting is dat die groei zich de komende jaren zich verder zal voortzetten. Het recent uitgekomen jaarlijkse gas market report van de IEA geeft een overzicht van de vooruitzichten. Daarbij vallen een paar dingen op.
In China begint gas nu serieus van de grond te komen. Voorspeld wordt dat ruim een derde van de wereldwijde groei van het gasverbruik de komende 5 jaar uit China komt. Het land staat op het punt de grootste importeur van gas te worden. Een groot deel van de energie wordt er opgewekt met kolen. Daarvan hoeft maar een klein deel vervangen te worden door gas (bv om de luchtkwaliteit bij grote steden te verbeteren) en het heeft al grote gevolgen voor de vraag naar gas.
De groei in de vraag naar gas is verreweg het grootst in de industriële sector. Daarbij wordt het gas gebruikt als brandstof voor de industrie of als voedingsstof voor de chemie. Die groei is geconcentreerd in drie regio’s: Azië, Noord Amerika en het Midden Oosten.
De VS worden een grote exporteur van gas. De kostprijs van schaliegas (per eenheid energie ongeveer 30% van die van schalieolie) is dermate laag dat nieuwe LNG (vloeibaar gas) projecten nu vooral in de VS en Canada worden opgezet. Gezien de enorme hoeveelheden schaliegas die er in de grond zitten is er een hoge mate aan vertrouwen dat de prijs van gas in de VS langdurig laag zal blijven. Daarnaast: de kosten van het bouwen van een nieuwe LNG installatie zijn in de VS relatief laag.
Het is goed nieuws voor de grote internationale olie- en gasmaatschappijen zoals Shell. Zij produceren ondertussen veelal, qua energie inhoud, net zoveel gas als olie. Een percentage gas dat stijgende is; ook omdat het vinden en ontwikkelen van nieuwe velden (tegen acceptabele voorwaarden) voor gas al lange tijd veel makkelijker is dan voor olie.
Daarbij zijn er wel wat wolken aan de hemel. In tegenstelling tot de oliemarkt is voor de LNG markt het ergste, qua overcapaciteit, nog niet achter de rug (zie ook de figuur aan het eind van deze column). Dat dieptepunt lijkt bij 2020 te liggen als de huidige golf van nieuwe LNG projecten (die in 2014 begon) aan zijn eind komt.
Maar tot nu toe is het voor de producenten allemaal reuze mee gevallen. De vraag ontwikkelt zich goed. Men wordt gered door China en door een veelheid aan relatief kleine LNG import terminals die op veel plaatsen ter wereld worden gebouwd. Voorzichtig begint men te denken aan krappere markten na 2022.
Voor het opwekken van elektriciteit worden, door de kostendalingen bij zon en wind, renewables steeds grotere concurrenten. Vooral LNG moet uitkijken dat het zich hier niet uit de markt prijst. Waarschijnlijk zal de hoeveelheid niet aan olie geïndexeerde contracten verder blijven oplopen.
In de ontwikkelde markten zal het weglekken van gas steeds meer de aandacht krijgen. Gemiddeld is wereldwijd de methaanlekkage ongeveer 2% (en daarmee doet het ongeveer 40% van het positieve effect ten opzichte van kolen te niet). Het is een probleem dat wereldwijd in sterke mate varieert: in West Europa zit men ruim onder dat gemiddelde, in Amerika zit men er ongeveer op en in Rusland en het Midden Oosten zit men er ruim boven. Het is een probleem dat een grotere krachtsinspanning van de industrie verdient (die nu ook enigszins op gang begint te komen).
En Nederland dan? Vooropgesteld: wat er in Nederland gebeurt heeft op de wereldwijde markt maar heel weinig invloed. Dat neemt niet weg dat men in het buitenland de ontwikkelingen in Nederland (een land met een substantiële gasproductie en een uitstekende infrastructuur) met een zekere verbijstering gadeslaat. Is “van gas los” een voorbode van wat er in andere landen zou kunnen gebeuren of blijft het een soloactie?
De consumptie van gas daalt niet in Nederland. Het is de vraag hoe snel dat nu gaat gebeuren. Zon en wind hebben back-up capaciteit nodig (zowel op een dagelijkse als een jaarlijkse basis) en in een marktgedreven economie als de VS zien we dat vooralsnog vooral met gas gaan gebeuren. Als dat in Nederland ook het geval zal zijn dan zal het gasverbruik voorlopig helemaal niet gaan dalen.
De snelle daling van de Nederlandse gasproductie is wel belangrijk. Bij het ongeveer constant blijven van de consumptie neemt de zelfvoorzienendheid voor gas van Nederland (en West Europa) nu snel af (terwijl de import uit Rusland snel toeneemt). Dat kan niet zonder financiële en geopolitieke gevolgen.
Olie op weg naar 100?
Er zijn meerdere ontwikkelingen die de laatste tijd plaats vonden op de oliemarkten maar ze hadden één ding gemeen: ze stuwden de olieprijs omhoog.
De fundamentals op de lange termijn
Conventionele olie. Nieuwe projecten zijn er hierin maar weinig begonnen sinds de grote val van de olieprijs in 2014. Het duurt een tijd voordat dat effect heeft maar de jaarlijkse toename van de productie uit nieuwe conventionele velden begint nu langzaam terug te lopen. Het effect zal pas ten volle gevoeld worden in de vroege 2020’er jaren. Het is een lange termijn effect dat de komende jaren op de achtergrond een gestage opwaartse druk op de olieprijzen gaat geven.
Ook nu nog oefenen grote beleggers druk uit op oliebedrijven om het rustig aan te doen met de investeringen. Hoge dividenden en het inkopen van eigen aandelen staan hoger op het verlanglijstje dan het op peil houden van de reserves. Op dit éne punt kunnen zij het goed vinden met de ethische beleggers die om redenen van klimaat vragen dat oliebedrijven hun investeringen in fossiel terugschroeven.
Schalieolie. VS schalieolie loopt tegen de grenzen van de groei aan. Er is niet één grote showstopper; er is een grote verzameling van krabbende ankertjes. Van al diegenen die in 2015 en 2016 ontslagen zijn heeft een gedeelte deze boom en bust industrie voorgoed verlaten. Pompcapaciteit voor het fracken is een limiterende factor voor het completeren van nieuwe putten (meer dan de beschikbaarheid van boortorens).
Wat echter tot eind 2019 de belangrijkste bottleneck voor de Permian (het grootste schalieoliegebied) zal zijn is pijpleidingcapaciteit. Wat velen in de industrie zagen aankomen is nu bewaarheid: de pijpleidingen van West Texas naar de kust hebben hun maximale capaciteit bereikt. Olie die er nu nog bijkomt kan alleen, tegen hoge kosten, per trein of truck naar de kust vervoerd worden.
Ondertussen stijgt de vraag gewoon door. Er mag dan wel heel veel over elektrische auto’s geschreven worden, maar tot nu toe hebben ze slechts tot een vraagvermindering van ongeveer 0,05% geleid.
De gebeurtenissen op de korte termijn
Venezuela. Twee jaar geleden produceerde Venezuela nog 2,5 miljoen vaten per dag. Vandaag de dag zijn het er 1,5 miljoen. De olieproductie is er in een neerwaartse spiraal terecht gekomen. Geld voor het meest noodzakelijke onderhoud of voor oplosmiddelen om de zware olieproductie aan de gang te houden is niet meer voorhanden.
Wereldwijd beginnen schuldeisers nu beslag te leggen op bezittingen van PDVSA. Zo proberen zij nog iets van hun geld terug te krijgen. Meest in het oog springend is de inbeslagname van de olieterminals op Bonaire door ConocoPhillips. Het zal de export van olie uit Venezuela nog verder naar beneden doen gaan.
Iran. De herinstelling van sancties door de VS tegen Iran zal, naar schatting van analisten, leiden tot een vermindering van de olie-export van enige honderdduizenden vaten per dag.
Iran wordt nu de facto buiten het westerse financiële systeem gezet. Ook Europese maatschappijen, zoals Total, zien zich nu gedwongen om hun projecten in Iran te stoppen. De VS is voor hun operaties en de financiering van hun projecten zo belangrijk dat zij simpelweg geen keus hebben.
OPEC. De OPEC heeft zich samen met Rusland verrassend goed gehouden aan de productiemaatregelen die zij anderhalf jaar geleden afkondigden. De wereldwijde voorraden zijn gedaald tot normale niveaus. Het blijven uitstellen van enige aankondiging of voorbereiding van een begin van afbouw van deze maatregelen maakt de markten onrustig.
Ondertussen hebben hedge funds record long posities in olie opgebouwd. Zij testen de standvastigheid van OPEC om zich aan de productiemaatregelen te houden en de bereidwilligheid om de prijs tot een relatief grote hoogte te laten stijgen. Tot nu toe heeft dat gewerkt.
De vooruitzichten
Voor een termijn van 2-5 jaar ben ik relatief optimistisch gestemd voor de olieprijs. Aan de aanbodkant lijken de ontwikkelingen in zowel conventionele als schalieolie te leiden tot een krapper aanbod dat (zolang er geen wereldwijde economische crisis komt) zal leiden tot krappere markten en een opwaartse druk op de prijzen.
Maar wat staat er te gebeuren op een termijn van 2-5 maanden? De cruciale factor is hier of en in welke mate de OPEC zal beginnen met het afbouwen van de productiemaatregelen. Alle ogen zullen op hen gericht zijn bij de komende OPEC vergadering op 22 juni.
Saoedi-Arabië en Rusland De huidige maatregelen zijn in wezen een joint venture van Saoedi-Arabië en Rusland. De beslissing over de voortzetting van deze maatregelen zal dan ook door Mohammed bin Salman en Vladimir Putin genomen worden. Geen van beiden staat bekend om transparantie bij het proces van besluitvorming.
Saoedi-Arabië lijkt recentelijk minder de nadruk te leggen op het maximaliseren van de olieopbrengsten op de lange termijn. Aan het creëren van het juiste klimaat voor de beursgang van Saudi Aramco wordt veel waarde gehecht. Zolang hij nog geen koning is en hij zijn machtspositie verder verstevigd heeft zal Mohammed bin Salman ervoor terugschrikken om impopulaire financiële maatregelen te nemen.
Rusland is traditioneel sceptisch over de effectiviteit van dit soort productiemaatregelen en heeft er zich in het verleden nooit veel aan gelegen laten liggen. Maar het verwelkomt de recente toename in invloed in het Midden Oosten en de productiemaatregelen en samenwerking met Saoedi-Arabië zijn hier een belangrijk deel van. Uiteindelijk wil Vladimir Putin Rusland weer als grootmacht op de kaart zetten.
Olie op weg naar 100? Toch lijkt het mij waarschijnlijker dat beiden komende maanden een begin zullen maken met de afbouw van de maatregelen. Ooit moeten zij er toch een keer vanaf? Al betrof het alleen maar het opvangen van verdere productiedalingen in Venezuela en de gevolgen van de Iran sancties.
Het ligt naar mijn inschatting voor de hand dat zij nu gaan mikken op prijzen rond het huidige niveau en deze nu niet verder op laten lopen (wat hun belangen op de lange termijn denk ik ook zou schaden). Die olieprijs van 100 dollar komt er wel een keer. In de vroege 2020’er jaren; nu is het nog te vroeg.
Groningen gas: van asset tot liability
De recente resultaten van Shell over het eerste kwartaal bevatten ook 2 interessante mededelingen over de NAM en Groningen. Ten eerste werd aangegeven dat de beslissing van het kabinet om de productie van het Groningen veld terug te brengen naar nul (tussen nu en 2030) naar verwachting zal leiden tot een afboeking van de bewezen reserves met 500 tot 650 miljoen boe (barrel of oil equivalent); ongeveer 6% van de totale bewezen reserves van Shell.
Daarnaast werd aangegeven dat de productiemaatregelen in Groningen leiden tot een waardevermindering van de Groningen asset en dat met een afwaardering van 244 miljoen dollar het belang van Shell in NAM nu volledig is afgeschreven. Hoe dienen beleggers deze twee ogenschijnlijk tegenstrijdige mededelingen (6% van de totale bewezen reserves moet toch veel meer waard zijn dan 244 miljoen dollar) te duiden?
In Nederland overheerst het beeld van een ondoorzichtig gasgebouw waarin Shell en ExxonMobil met een minimum aan inspanning schatrijk zijn geworden aan het gas uit Groningen. Het is een beeld dat door vele politici maar al te graag in stand wordt gehouden; weinig dingen zijn zo populair als het schoppen tegen een bank of oliemaatschappij.
Het is echter een beeld dat ver bezijden de waarheid ligt. De verdeling van kosten en opbrengsten is duidelijk. De NAM (50% Shell, 50% Exxon Mobil) krijgt ongeveer 10% van de opbrengst (iets minder in tijden van hoge gasprijzen, iets meer in tijden van lage gasprijzen) en de staat ongeveer 90%. De NAM neemt 36% van de kosten voor haar rekening en de staat 64%.
Deze verdeling zorgde ervoor dat tot 2012, in de tijd dat aardbevingen nog geen serieuze kosten met zich meebrachten, Shell en ExxonMobil elk een kleine 5% van de winst ontvingen en de staat ruim 90%.
Uit de jaarlijkse 20-f rapporten van Shell aan de Amerikaanse SEC (zoals de recent uitgekomen 2017 20-f) laat zich distilleren hoe zich de bewezen reserves en de geschatte toekomstige netto cash flow uit die bewezen reserves (een goede indicatie van de waarde ervan) zich van 2012 tot nu van jaar tot jaar ontwikkelden.
De toekomstige net cash flow uit Groningen voor Shell daalde van naar schatting ongeveer $ 5 miljard dollar (in 2012) tot vrijwel nul (eind 2017; vlak voor Zeerijp). Het laatste overgebleven restje waarde werd bij de recente presentatie van de kwartaalcijfers door Shell volledig afgeschreven. Het is aannemelijk dat die waarde na de recent aangekondigde productiemaatregelen nu negatief is geworden.
Groningen is voor Shell geen asset meer maar een liability. Het staat in schril contrast met de grote waarde die Groningen nog steeds voor de staat heeft.
Dit alles is het logische gevolg van de steeds hoger wordende schatting van toekomstige kosten gerelateerd aan schades, de waardevermindering van huizen en versterkingsoperaties (kosten die voor een relatief groot deel op het conto van de NAM komen) in combinatie met een dalende gasproductie en gasprijzen.
Wat beleggers hieruit kunnen halen is dat de waarde van Groningen voor Shell de afgelopen jaren reeds vrijwel geheel is verdampt. De grote aangekondigde afname van de bewezen reserves mag dan een negatieve invloed hebben op de reserves production ratio; het zijn geen reserves waar nog veel aan verdiend had kunnen worden.
Wat wel van belang is voor de toekomstige financiële resultaten van Shell, is hoe er met de liability die Groningen nu is wordt omgegaan. Het bovenstaande impliceert dat het geen gegeven is dat Shell en ExxonMobil de gaswinning in Groningen willen continueren. Misschien wordt het voor hen wel financieel aantrekkelijker om met die gaswinning te stoppen. Het is iets dat minister Wiebes met alle macht zal proberen te voorkomen; voorlopig kunnen we in Nederland nog niet zonder het gas uit Groningen. Het werpt een nieuw licht op het introduceren van een winningsplicht voor Groningen in het recent gepubliceerde concept van de aanpassingen van de Gaswet en Mijnbouwwet.
Shell en ExxonMobil zullen proberen de kosten van deze liability te minimaliseren. Minister Wiebes zal er naar streven dat zij aan boord blijven – wie anders moet het gas uit Groningen de komende jaren produceren? Draait dit uit op een continuering van de huidige opzet met een nieuwe verdeling van kosten en opbrengsten? Of neemt de staat het NAM aandeel in het Groningen veld over – mogelijk met een gedeelte van het NAM personeel? Het zijn zomaar twee realistische opties geworden.
Venezuela’s olieproductie stort ineen
Sinds September 2017 is de olieprijs met ongeveer een derde gestegen. De huidige prijzen van rond de 65 dollar (WTI) of 70 dollar (Brent) per vat hebben we sinds 2014 niet meer gezien.
De vraag naar olie lijkt ook dit jaar weer met ruim 1,5% te groeien. Alleen een wereldwijde economische crisis of een veel hogere olieprijs zou dit kunnen veranderen. Het tijdstip dat een wereldwijde energietransitie de vraag zal doen afvlakken lijkt nog minstens een decennium van ons verwijderd.
Aan de aanbodzijde zijn er verschillende aspecten die een rol spelen. De relatief lage investeringen in conventionele olie van de afgelopen jaren beginnen langzaam effect te hebben. OPEC houdt zich tot nu toe goed aan de afgesproken productiemaatregelen. Dat de prijs niet verder gestegen is, ligt aan de productie van VS schalieolie. Men zet daar alle zeilen bij om die zo snel mogelijk te laten groeien.
Tenslotte is er een element van toenemende politieke onzekerheid. Op de lange duur is het onduidelijk of de toenemende spanningen in het Midden Oosten en het onvoorspelbare optreden van Donald Trump van invloed zullen zijn op het olieaanbod. Maar op de korte termijn heeft die onzekerheid een naam: Venezuela. Het land verkeert in een diepe politieke en economische crisis die leidt tot een ineenstorting van de olieproductie.
Een langzaam afglijden de laatste 20 jaar
Sinds 1999, het jaar waarin Hugo Chávez aan de macht kwam, heeft de olie industrie het moeilijk. De capabele mensen in PDVSA, de staatsoliemaatschappij, werden geleidelijk aan vervangen door aanhangers van het huidige regime. Ook in tijden van hoge olieprijzen werd er slechts weinig geïnvesteerd in de oliesector.
Jaren van mismanagement en niet investeren eisten geleidelijk een steeds hogere tol. Daarbij daalde de PDVSA productie sneller dan die van de joint ventures met buitenlandse producenten. De productie van lichte olie uit oudere velden daalde sneller dan de productie van zware olie uit de Orinoco belt. Het land heeft weliswaar grote reserves maar dat is vooral zware olie die relatief moeilijk en kostbaard te produceren is.
Een vrije val het laatste jaar
De problemen verergerden na de val van de olieprijs in 2014. Het laatste jaar raakte de productie in een vrije val en gleed af naar ongeveer 1,5 miljoen vaten per dag (zie ook de figuur hieronder). Daarmee is de productie aangeland op een niveau dat minder dan de helft is van de productie bij het aantreden van Chávez in 1999.
Sinds 2014 is er ook voor het meest noodzakelijke onderhoud geen geld meer. Buitenlandse contractors, die grote bedragen hebben afgeschreven, trekken zich steeds meer terug. Oplosmiddelen (in essentie hele lichte olie) die nodig zijn om de zware olie te kunnen produceren en vervoeren moeten steeds meer worden geïmporteerd (iets waarvoor het geld niet of slechts met moeite kan worden gevonden). Een groot deel van de huidige productie gaat naar de binnenlandse markt of wordt gebruikt om schulden af te lossen bij landen als Rusland en China (die veel olie vooruit hebben betaald). Met dit alles raakte de productie in een neerwaartse spiraal.
Ondertussen wordt de humanitaire situatie steeds slechter en wordt er door een deel van de bevolking honger geleden. Een jongere generatie verlaat het land in steeds grotere aantallen. Een oudere generatie probeert te overleven onder steeds moeilijker omstandigheden. Om het land uit het huidige moeras te trekken is een verandering van regime noodzakelijk. Het lijkt niet waarschijnlijk dat dit al zal gebeuren bij de aanstaande verkiezingen – vrije en eerlijke verkiezingen zijn hier al lang niet meer geweest.
Onzekere vooruitzichten
Als er niets verandert zal de productie waarschijnlijk verder verminderen. Barclays schat dat een verdere vermindering tot 1,35 miljoen vaten per dag ondertussen door de markten is ingeprijsd.
Daarbij is er een relatief grote onzekerheid. Zonder verandering van bewind is een verder afglijden naar ongeveer 1 mb/d denkbaar (een niveau waarvan men schat dat het zonder investeringen voorlopig in stand kan worden gehouden). Aan de andere kant is het mogelijk dat bij een terugkeer van buitenlandse investeringen de productie in relatief korte tijd weer kan toenemen tot ongeveer 2 miljoen vaten per dag. Daartoe dient het vertrouwen in het land en regering te worden hersteld; iets dat een verandering van regime lijkt te vereisen.
Zolang OPEC zich blijft houden aan de huidige productiebeperkingen lijkt het risico van een relatief grote val van de olieprijs beperkt. Maar ook als OPEC wel begint met het afbouwen van de maatregelen dient men zich te realiseren dat een aantal landen helemaal niet in staat is om nog op het niveau van het oude quotum te produceren. Daarvan is Venezuela het duidelijkste voorbeeld maar het geldt ook voor landen als Angola en Mexico. Bij een onmiddellijke en volledige afschaffing van de maatregelen kan slechts 70% van de verminderingen ongedaan worden gemaakt. Het is één van de factoren die op de langere duur een opwaartse druk op de prijzen geven.
Dilemma voor OPEC
Moet men mikken op een hogere olieprijs of een hoger marktaandeel? Saoedi-Arabië kiest voor het eerste en staat daarbij tegenover Iran.
Het overaanbod aan olie is verdwenen en de voorraden zijn weer terug op hun normale niveaus. Waarom gaat dan toch bij de OPEC de vlag niet uit?
De prijs hooghouden of de productiemaatregelen afbouwen?
Ironisch genoeg zijn het de hogere prijzen van de laatste maanden die aan de bron staan van OPEC’s huidige probleem. Die hogere prijzen zorgen ervoor dat de productie van schalieolie in de VS weer snel toeneemt terwijl de OPEC nog niet is begonnen met het afbouwen van de productiebeperkingen.
De wellicht meest logische OPEC reactie zou zijn om die beperkingen nu geleidelijk te gaan verminderen. Dat leidt dan waarschijnlijk tot (tijdelijk) wat lagere prijzen van 50 tot 60 dollar per vat. Met een voorspoedige groei van de vraag en een kleinere groei van VS schalieolie kan de OPEC dan in 1 of 2 jaar de maatregelen afbouwen. Daarna zijn hogere prijzen mogelijk die dan een veel steviger fundament hebben dan nu het geval is.
Niets is echter zo verslavend als hogere olieprijzen en de hogere inkomsten die daarmee samengaan. Vooral nu men een tijdje geroken heeft aan de 70 dollar per vat.
Iran versus Saoedi-Arabië
Iran’s olieminister Bijan Zanganeh blijft herhalen dat hij 60 dollar per vat wel genoeg vindt. Een hogere prijs leidt naar zijn mening tot een te snelle stijging van de productie in de VS. Zo nodig moet men dan maar een begin maken met de afbouw van de productiebeperkingen. Saoedi-Arabië’s olieminister Khalid al-Falih verkondigt al maanden dat hij daar dit jaar nog niet mee wil beginnen. Daarmee mikt hij in de praktijk op ongeveer 70 dollar per vat.
Rusland houdt zich op de vlakte. De Russen weten ook wel dat het beter is VS schalieolie niet al te veel te laten groeien. Maar tot aan de verkiezingen van 18 maart kwamen de hoge prijzen goed uit. Voor Rusland spelen niet alleen economische maar ook politieke aspecten een rol. Het land heeft aan invloed gewonnen in het Midden Oosten en de productiebeperkingen van OPEC (een joint venture van Saoedi-Arabië en Rusland waarbij de Saoedi’s de grootste last op hun schouders nemen) speelden daarbij een belangrijke rol.
Saoedi-Arabië’s veranderende oliepolitiek: meer nadruk op de korte termijn
Off the record zeggen de Saoedi’s dat hun keuze nodig is om het juiste klimaat te creëren voor de beursgang van Saudi Aramco en om geld binnen te halen voor de ambitieuze economische plannen van hun kroonprins en de facto machthebber, Mohammed bin Salman (alom bekend als MBS).
Terwijl in het verleden hun oliepolitiek erop gebaseerd was de inkomsten te maximaliseren op de lange termijn zijn nu korte termijn overwegingen een grotere rol gaan spelen. Khalid al-Falih krijgt duidelijke opdrachten mee van MBS en geniet niet dezelfde mate van autonomie die zijn voorgangers bezaten. Aan de wensen van MBS dient men te voldoen, zo heeft menig familielid of voormalig minister reeds ondervonden.
Daarbij speelt mee dat Saoedi-Arabië nog steeds een oliestaat is waarvan het staatsbudget een olieprijs van tegen de 75 dollar per vat vereist. Iran is veel meer dan alleen een oliestaat. Met een beter opgeleide bevolking en een beter presterende lokale industrie voldoet een olieprijs van 55 dollar per vat voor de staat om quitte te spelen.
Een afbouw van de productiebeperkingen?
Naar mijn inschatting is een begin van het afbouwen van de productiebeperkingen in de loop van dit jaar waarschijnlijk. Als landen zoals Iran het akkoord minder strikt beginnen na te leven raakt Saoedi-Arabië meer geïsoleerd.
Daarbij verwacht ik dat Rusland Saoedi-Arabië misschien wel verbaal blijft steunen maar ondertussen ook de kraan iets verder opendraait. Het zal proberen de schuld voor de dan tijdelijk wat lagere olieprijzen bij Iran neer te leggen.
De eerstvolgende OPEC vergadering in juni zal een indicatie gaan geven welke kant het opgaat. Maar de beste indicatie zal komen uit de productiecijfers: hoe goed blijft men zich houden aan de beperkingen?
ExxonMobil: is het ergste nu achter de rug?
Introductie. ExxonMobil neemt binnen de oliewereld een aparte plaats in. Dat komt niet alleen door de grootte en winstgevendheid van het bedrijf. Het heeft een geheel eigen cultuur en manier van werken. De regels zijn er strikt. Of het een nieuw project of alleen een vergadering is: alles wordt er grondig voorbereid. Het vermogen om complexe projecten, binnen budget en op tijd, af te leveren is binnen de oliewereld ongeëvenaard. Het wordt hierom alom gerespecteerd. Private Empire van Steve Coll geeft een gedetailleerd beeld van de ExxonMobil cultuur.
Het is dan ook opvallend hoe slecht het aandeel ExxonMobil het de laatste jaren
heeft gedaan. In een vergelijking met andere majors (zie ook de figuur hiernaast) bungelt het onderaan. Wat is hier aan de hand en – belangrijker – wat zijn de vooruitzichten?
Terugblik. De lange periode onder Lee Raymond (1993-2006) was een bloeiperiode. Kenmerkend waren de overname van Mobil in 1998 (in een periode van zeer lage olieprijzen) en de geleidelijk stijgende return on capital tot boven de 30% in de jaren van stijgende olieprijzen die hierop volgden (gerelateerd aan een terughoudend investeringsbeleid met relatief conservatieve aannames voor bv toekomstige olieprijzen).
Het legde ook de basis voor twee toekomstige problemen. De reactie op klimaatverandering was er lange tijd een van ontkenning en twijfel zaaien. De overige majors voerden een andere koers en begonnen ook in deze tijd reeds kleinere of grotere investeringen in renewables te doen. Het is moeilijk voorstelbaar dat Raymond – met zijn fenomenale intelligentie – deze keuze maakte. Het is tekenend voor zijn dominantie (en misschien ook voor een cultuur waarin relatief veel waarde gehecht wordt aan een zich conformeren) dat hij hierin binnen het bedrijf niet gecorrigeerd werd. Het zal ExxonMobil nog lang achtervolgen.
Het andere probleem was dat de terughoudend met investeringen op de lange duur moeilijk vol te houden was. Zijn opvolger, Rex Tillerson (2006-2016), stond voor de keuze om een krimpend bedrijf te worden of de eisen aan het verwachte rendement voor investeringen substantieel te verlagen. Hij koos voor het laatste. Zijn landmark deal was de overname van XTO, een van de grootste VS schalieolie en -gas producenten, voor $ 41 miljard in 2010. Het was een deal die financieel slecht uitpakte voor ExxonMobil. Er werd op het hoogtepunt van de markt gekocht. XTO was vooral gericht op schaliegas. Voor schaliegas waren de financiële resultaten het afgelopen decennium nog veel slechter dan voor schalieolie (gerelateerd aan de langdurig lage gasprijzen in de VS).
Een andere gebied waarin Tillerson probeerde te groeien was Rusland. Ook dit heeft slecht uitgepakt. Gedeeltelijk omdat exploratie in Arctische gebieden in de huidige lage olieprijswereld minder aantrekkelijk is geworden. En gedeeltelijk vanwege de sancties die na 2014 (Krim invasie) aan Rusland werden opgelegd. Wat men zich in Europa veelal niet realiseert is dat deze sancties in de VS veel strenger worden nageleefd dan in de EU (speelt de steeds groter wordende afhankelijkheid van Russisch gas in Europa daarbij een rol?). Alle nieuwe ExxonMobil projecten, zoals de joint venture met Rosneft, zijn stopgezet. Projecten van bv Total (Yamal LNG) of ENI (Zwarte Zee exploratie) gaan ondertussen gewoon door.
Canadese oliezanden, een andere focus area voor groei, zijn tot nu toe weinig winstgevend gebleken. Wel was men in 2016 gedwongen om hier 3,5 miljard vaten af te boeken op de reserves. Samen met de downgrade van de tot dan toe hoogste credit rating (ExxonMobil en voorgangers hadden een AAA rating sinds 1930) in datzelfde jaar was het een smet op het blazoen van ExxonMobil (iets dat 10 jaar geleden moeilijk voorstelbaar was). Een langdurige stroom van slechte publiciteit (tegenvallende resultaten, eerdere uitspraken over klimaatverandering, minder toekomstige vraag naar olie, credit rating downgrade, afboeking van reserves) leidde de afgelopen 2 jaar tot een negatief sentiment rond het aandeel.
Vooruitblik. In schalieolie en oliezanden heeft ExxonMobil geen technische voorsprong op de concurrenten. Het vermogen om heel complexe projecten tot een goed einde te brengen is in deepwater van veel grotere betekenis. Maar voor nieuwe olie is er het afgelopen decennium nu juist een verschuiving geweest van deepwater naar schalieolie en oliezanden. Dat de afgelopen jaren aandeelhouders hebben geconcludeerd dat de hoge premie die ExxonMobil deed ten opzichte van de concurrenten niet langer gerechtvaardigd is (zie ook de figuur hiernaast) lijkt me terecht. Maar een zekere, lagere, premie lijkt me wel gerechtvaardigd – gezien de excellente technische capaciteiten van het bedrijf. Naar mijn inschatting is de overwaardering van ExxonMobil van het laatste decennium nu verdwenen.
Daarbij lijken de vooruitzichten voor nieuwe projecten, tegen relatief aantrekkelijke kosten, nu een stuk beter dan 10 jaar geleden. XOM heeft goede posities in deepwater Brazilië en de Permian in Texas (het VS schalieoliegebied met het grootste resterende potentieel). Het zijn de twee grote gebieden die er op een wereldwijde ranking voor nieuwe olieprojecten in positieve zin uitspringen.
Dat VS schalieolie de afgelopen 10 jaar geen winst heeft gemaakt betekent niet dat dit niet kan gaan veranderen. Technische vooruitgang is er nog steeds – zij het in mindere mate. En de lage investeringen in conventionele olie van de laatste jaren geven op de lange termijn een opwaartse druk op de olieprijs.
Daarnaast heeft het één additioneel ijzer in het vuur dat andere bedrijven niet hebben. De meest succesvolle deepwater exploratie van de laatste 2 jaar vond plaats in offshore Guyana. Sinds de 2015 Liza discovery heeft ExxonMobil hier 8 exploratieputten geboord waarvan er 7 succesvol waren (een ongekend hoge succes ratio). Het totale winbare volume dat hiermee gevonden is (in hoge kwaliteit reservoir) bedraagt nu meer dan 3,2 miljard barrel. Break even kosten worden geschat op ongeveer 40 dollar per vat. Productie zal beginnen in 2020 met ongeveer 120,000 vaten per vat en zal naar verwachting doorgroeien naar 340,000 vaten per dag in 2022. Met de huidige ontdekkingen kan de productie doorgroeien naar meer dan 500,000 vaten per dag. Productie vindt er plaats middels FPSO’s die, op basis van bestaande tankers, relatief snel opgeleverd kunnen worden (het contract voor de eerste FPSO in deze serie ging naar SBM). In tegenstelling tot veel andere landen zijn er in Guyana geen noemenswaardige local content beperkingen.
Wat ExxonMobil’s positie hier zo bijzonder maakt is dat hun belangrijkste licentie (Stabroek) zich uitstrekt langs de gehele kust van Guyana. Meestal wordt een dergelijk groot gebied verdeeld in een aantal blokken met verschillende operators. Wat men zich nu in de industrie afvraagt is hoeveel verder potentieel er nog is in dit uitgebreide gebied waar ExxonMobil de enige operator is. Hoe lang zal deze stroom van ontdekkingen en ontwikkelingen door kunnen gaan? Wat daarnaast ook interessant voor Nederland is: strekken deze velden zich uit tot in het aan Guyana grenzende Suriname (waar in 2018 en 2019 een aantal putten geboord gaan worden)?
Mijn achtergrond is een technische en geen financiële. Maar ik vraag mij af in hoeverre dit soort mega ontdekkingen (Liza voor ExxonMobil, Johan Sverdrup voor Statoil) – met een tijdslijn van decennia – ten volle verdisconteerd zijn in de aandelen van deze bedrijven (in een tijd waarin men aandelen veelal eerder voor maanden dan jaren vasthoudt). In ieder geval lijkt mij XOM, voor het eerst sinds lange tijd, weer een aantrekkelijke optie als men in oliebedrijven wil beleggen.
Groningen gas: wat gebeurt er achter de schermen?
De komende jaren staat minister Wiebes voor de moeilijke taak een afweging te maken tussen enerzijds de veiligheid en maatschappelijke onrust in Groningen en anderzijds de leveringszekerheid van het gas uit Groningen aan binnenlandse en buitenlandse afnemers. Zijn manoeuvreerruimte is klein.
Voorlopig heeft hij besloten om NAM en Gasterra met klem te vragen om de productie voor het lopende gasjaar met 0.5 – 2,0 miljard kuub terug te brengen (afhankelijk van de temperatuur in de komende maanden). Daarnaast gaat hij een plan uitstippelen om de gasvraag zo snel mogelijk omlaag te brengen.
Wat bij dit alles nauwelijks wordt opgemerkt is dat er, achter de schermen, op dit moment een fascinerend schaakspel plaats vindt tussen de minister en de NAM aandeelhouders (Shell en ExxonMobil). Wat zou er hier allemaal op tafel kunnen komen?
Schadeafhandeling
Onder grote druk zag de minister zich genoodzaakt met een nieuw schadeprotocol te komen. Hierbij neemt hij het risico dat de voordeur van dit gebouw (het behandelen van claims en vergoeden van schade door de staat) al wel goed geregeld is terwijl dat voor de achterdeur (betalingen van de NAM aan de staat) nog niet het geval is.
In de kerngebieden is er zeker sprake van substantiële schade. In de buitengebieden ligt dat gecompliceerder. Hier worden slechts lage versnellingen door bevingen gemeten; veelal lager dan die van verkeer of bouwactiviteiten (zie bv fig. 9.17 in het technische gedeelte van het Groningen winningsplan). De meeste claims zijn hier in het verleden dan ook afgewezen. Het is voor een individueel geval echter vaak moeilijk voor de volle 100% te bewijzen dat schade niet aan bevingen is gerelateerd. Hoe strikt gaat men hier de omkering van de bewijslast toepassen?
De NAM wil alle enigszins plausibele claims zeker vergoeden maar wil geen blanco cheque tekenen. Een schadeprotocol waar alle claims worden uitgekeerd waarvan men niet voor de volle 100% bewijzen kan dat iets niet gerelateerd is aan bevingen is dat wel. Het stimuleert het indienen van een grote hoeveelheid ongefundeerde claims. Een zeer ruimhartig schadeprotocol kan het karakter van een nationale compensatie aan Groningen krijgen. De NAM en haar aandeelhouders zullen stellen dat dit een taak van de staat is.
De veranderende insteek van de NAM
Bij de NAM is er een zekere verschuiving van focus van het op korte termijn op peil houden van productie en winst naar het op lange termijn zo goed mogelijk hier uitspringen. De relatief conservatieve risico-inschatting blijft niet langer op de achtergrond. Er wordt nu duidelijk gesteld dat de enige manier om een aardbeving als Zeerijp volledig uit te sluiten het terugbrengen van de productie naar nul is. Bij een halvering van de productie zal de kans op een dergelijke beving volgens de NAM ruwweg halveren. Ironisch genoeg is de inschatting van SODM steeds veel optimistischer geweest.
Het lijkt alsof de NAM er genoeg van heeft dat de staat zich steeds achter de NAM verschuilt. Men rekent nu de staat voor hoe groot het seismisch risico is voor verschillende productieniveaus en geeft vervolgens de bal – en de kop van Jut – door aan minister Wiebes.
Claims
Het is nu moeilijk voorstelbaar, maar het contract dat de Nederlandse overheid ruim 50 jaar geleden tekende behelsde daadwerkelijk een eeuwigdurende concessie waarbij het eigendom van het gas werd overgedragen. In hoeverre zullen Shell en ExxonMobil de overheid aan dit contract houden?
De staat hoeft geen claims te vrezen als de productie ten gevolge van de veiligheid wordt teruggebracht. Maar hoe zit dat als de overheid de productie wil terugbrengen om andere redenen? Een claim is in dat geval niet denkbeeldig.
De overheid kan dan wel stellen dat op den duur in verband met klimaatverandering de gasproductie moet stoppen; voorlopig leiden verminderingen van de gasproductie slechts tot een grotere import van Russisch gas naar de EU. Door de grotere footprint van Russisch gas doet dit het klimaat bepaald geen goed. Met het terugbrengen van de jaarlijkse productie naar bv 12 miljard kuub gaan de nu gerealiseerde positieve effecten op het klimaat van de elektriciteitsproductie door zon en wind in Nederland in één klap verloren.
Hoelang gaan Shell en ExxonMobil hier nog mee door?
Hoelang de aandeelhouders nog willen dat NAM doorgaat met de productie van Groningen gas is bijzonder onzeker. Het hangt af van gasprijzen, productievolumes en de kosten van schade, waardevermindering en versterking van huizen. Er valt geen specifiek productie niveau aan te wijzen waarop Shell en ExxonMobil er mee gaan stoppen.
Shell en ExxonMobil zullen de NAM niet met een groot verlies failliet laten gaan. Zij realiseren zich heel goed dat zij het niet kunnen maken om weg te lopen van normale bedrijfsverliezen van hun dochters. Als men de aansprakelijkheid beperkt is dat om te voorkomen dat een dochter het hele bedrijf kan meeslepen (met name in landen met een twijfelachtige rechtspraak).
Zodra de NAM (inclusief toekomstige lasten) financieel onder water dreigt te gaan (zonder uitzicht op verbetering) zal men dus gaan stoppen. Voor de NAM (met ongeveer 10% van de opbrengst en 35% van de kosten van schades, waardevermindering en versterking van huizen) wordt dit omslagpunt veel eerder bereikt dan voor de staat.
Het is, gezien onze grote afhankelijkheid van gas, geen aanlokkelijk scenario voor de minister. De enige mogelijkheid om de gasproductie dan te continueren lijkt een overname door de staat. In de praktijk is dat alleen mogelijk als NAM op de huidige wijze blijft functioneren met de staat (waarschijnlijk via EBN) als enige aandeelhouder. Het wordt tijd dat we ons gaan voorbereiden op dit soort scenario’s. Scenario’s die tot voor kort ondenkbaar waren.
Keuzes van de majors
“Waar denkt U dat de olieprijs heengaat?” vragen journalisten regelmatig aan Patrick Pouyanné, de CEO van Total. Zijn antwoord komt meestal op hetzelfde neer: “Ik weet het niet. Maar ik weet wel wat ik wil: lagere kosten voor onze projecten”.
Lagere kosten willen alle grote oliebedrijven. Toch is het niet het enige dat hun keuzes bepaalt. Bij vergelijkbare kosten kiest men het liefst voor een project met een korte terugverdientijd en een relatief lage carbon footprint in een stabiel land (waar de kans dat men halverwege de rit de regels van het spel verandert klein is).
Soms maken majors dezelfde keuzes
Bij de meeste majors zijn Canadese oliezanden dan ook uit de gratie geraakt. Het zijn projecten met een hoge carbon footprint en een lange terugverdientijd. Qua kosten liggen deze projecten in of iets boven de middenmoot. Een krappe arbeidsmarkt en de beperkte exportcapaciteit van bestaande pijpleidingen spelen daarbij een rol.
Een ander aspect dat overeenkomt voor de meeste majors is een verminderde focus op exploratie en een grotere nadruk op het verder ontwikkelen van bestaande velden. Het grootste lopende project van Chevron is het verder ontwikkelen van het Tengiz veld (Kazakstan). Voor BP is het de tweede fase van het ontwikkelen van Mad Dog (VS, Golf van Mexico).
Soms maken majors verschillende keuzes
Maar er zijn ook veel gebieden waar de keuzes van de majors verschillen. Zij hebben dan ook verschillende sterktes en zwaktes. En zij kunnen er een verschillende kijk op na houden hoe de wereld er over 10 of 20 jaar uitziet.
Een bedrijf als ENI, met een goede track record in exploratie, zal eerder geneigd zijn vol te blijven inzetten op exploratie. Een bedrijf als ExxonMobil blinkt uit in het afleveren van complexe projecten zonder grote kostenoverschrijdingen. Het neigt er toe het tijdstip van “peak oil demand” later in te schatten dan Statoil of Shell. ExxonMobil is dan ook de enige van de majors die niet bezig is zich terug te trekken uit Canadese oliezanden.
Opvallend zijn de verschillende keuzes in de Noordzee. Decennia lang waren Shell en BP hier de grootste operators. Juist zij zijn hier aan het afbouwen. Statoil en Total zijn hier ondertussen groter (gedeeltelijk door succesvolle exploratie, gedeeltelijk door acquisities).
VS Schalieolie
De schalieolie industrie in de VS heeft tot nu toe alleen maar verlies heeft gemaakt. Maar als men een wereldwijde analyse maakt waar nieuwe olie (buiten het Midden Oosten) vandaan moet komen dan is de Permian in West Texas een van de twee opties met de laagste kosten (de ander is deepwater Brazilië). En het gaat hierbij om substantiële volumes.
Met name Chevron en ExxonMobil, de Amerikaanse majors, zijn op grote schaal actief in de Permian. Blijkbaar schatten zij de kans dat zij op hun eigen terrein de kosten binnen de perken kunnen houden hoger in dan de Europese majors die tot nu slechts in beperkte mate in de Permian actief zijn. Probleem voor de majors is dat zij in VS schalieolie geen technische voorsprong hebben op de grotere niche operators.
Midden Oosten
Het lijkt waarschijnlijk dat het aandeel van olie uit het Midden Oosten op den duur zal gaan toenemen. BP stelt dit in zijn lange termijn scenario’s en merkt daarbij op hoe moeilijk het wordt om buiten het Midden Oosten nog grote hoeveelheden nieuwe olie te vinden die tegen niet al te hoge kosten ontwikkeld kunnen worden.
Het is er de achtergrond van dat majors zoals BP en Total bezig zijn hun activiteiten in het Midden Oosten uit te breiden. Shell en ExxonMobil waren recentelijk niet bereid de voorwaarden te accepteren die nodig waren om hun deelnemingen in de grote onshore concessie in Abu Dhabi te verlengen. BP was dat wel en Total was een van de nieuwe partners hier.
Als men zich vooral richt naar het rendement op geïnvesteerd vermogen dat nu behaald wordt ziet het Midden Oosten er minder goed uit. Het is de reden dat Shell zich nu terugtrekt uit het grote Majnoon veld in Irak. Een consortium van Total, Chevron en PetroChina lijkt Shell’s positie nu te gaan innemen.
LNG/gas
Voor gas spreekt dat het de schoonste fossiele brandstof is. Als er een eind komt aan fossiele brandstoffen zou dat eerst voor kolen moeten gebeuren, dan voor olie en dan pas voor gas. Daarnaast speelt dat het de afgelopen 10 jaar een stuk makkelijker is gebleken om nog nieuwe grote gasvelden te vinden dan olievelden.
Tegen met name LNG spreken de relatief hoge kosten. Verder lijkt voor de oliemarkt het ergste nu voorbij te zijn. Voor de gasmarkten (en met name LNG waar de overcapaciteit tot 2020 blijft toenemen) is dat nog maar de vraag.
Voor de majors is er een trend dat de hoeveelheid gas in hun totale productie geleidelijk aan toeneemt. Voor Shell is het aandeel gas nu het grootst; voor Chevron het kleinst.
Deepwater
Juist in deepwater hebben de majors wel een voorsprong op kleine en middelgrote concurrenten. Voor hen is het dan ook niet makkelijk om in deepwater actief te blijven. Sommigen, zoals bv ConocoPhillips, hebben zich hier geheel teruggetrokken. Van de majors hebben Shell en BP een relatief grote focus op deepwater.
Bij een wereldwijde ranking van deepwater projecten springt Brazilië er op het gebied van break even kosten in positieve zin uit. Simpelweg omdat de omvang van de velden er zo groot is. Voor alle majors is Brazilië nu dan ook van het grootste belang.
De grote verliezer hier is deepwater West Afrika (met name Nigeria en Angola). Relatief hoge break even kosten hebben er toe geleid dat nieuwe deepwater projecten hier nu al enige jaren niet meer worden opgezet.
Opvallend is het ontwikkelen van een geheel nieuwe deepwater olie provincie door ExxonMobil in Guyana (grenzend aan Suriname). Als die provincie zich verder uitstrekt naar het Oosten kan dat voor Suriname grote gevolgen hebben. Het is een witte raaf in een tijd van beperkte exploratie successen.
Wie maakt er de beste keuzes?
Dat zullen we over 20 jaar weten. Waarbij mij persoonlijk de strategie van Total wel aanspreekt (met een relatief grote focus op conventionele olie). En waarbij ik verwacht dat de overname van Maersk Oil and Gas (een mix van veelbelovende nieuwe olievelden en winstgevende oudere olievelden) voor Total goed zal uitpakken.
Het bedrijf heeft de reputatie zich in mindere mate te laten leiden door de korte termijn verwachtingen van aandeelhouders. Dat heeft het gemeen met ExxonMobil. Maar voor ExxonMobil vraag ik mij af of de relatief hoge premie uit het verleden (gebaseerd op hun goede project executie) nog steeds in dezelfde mate gerechtvaardigd is in deze veranderende tijden.
Wat brengt 2018 voor olie?
- Langzaam worstelen de olieprijzen zich naar boven
Dat zal niet van de ene op de andere dag gaan. En ook niet in een rechte lijn. Sterker: het is goed mogelijk dat er eerst een terugval komt na de relatief grote stijging van de afgelopen maanden. Maar op langere duur verwacht ik een voortzetting van de stijgende trend van de afgelopen twee jaar.
Er gaan een paar jaar overheen voordat de recente lage investeringen in conventionele olie hun volle uitwerking hebben op het aanbod. VS schalieolie blijft voorlopig groeien maar het wordt wel steeds duidelijker dat er hier beperkingen zijn. Zelfs voor de Permian, de enige van de drie VS schalieoliegebieden met een groot resterend groeipotentieel, verwachten analisten nu dat de snelle groeifase rond 2020 zal zijn afgelopen.
De markten doen hun werk volgens het oude gezegde: “de beste remedie tegen een lage olieprijs is een lage olieprijs.” En dat zien we terug in de voorraden. Op de figuur hieronder (bron: Torbjørn Kjus), met als maatstaf nu eens niet de absolute volumes maar de tijd hoe lang er aan de vraag kan worden voldaan, is duidelijk hoeveel vorderingen er gemaakt zijn met het afbouwen van de voorraden.
Bij dit alles moet men zich realiseren hoe onzeker elke olieprijsvoorspelling is. Een verandering in vraag of aanbod met slechts 2% kan leiden tot een verandering van de olieprijs met een factor 2. Kortom: een wereldwijde economische crisis of een politieke crisis in een land als Venezuela of Iran kan de zaak op zijn kop zetten.
Voor grote stijgingen van de olieprijzen lijkt het nog te vroeg. Daarvoor moeten eerst de OPEC productiebeperkingen (die nu nog boven de markt hangen) zijn verdwenen. Dat kan geleidelijk gebeuren in 2018 en 2019 (en tijdelijk de prijs naar beneden drukken). Het is nu nog niet het begin van een nieuwe periode van serieus hogere olieprijzen. Het is wel de aanloop er naar toe.
- De majors zijn terug
De publiciteit rond VS schalieolie wil de ontwikkelingen in conventionele olie wel eens overschaduwen. Toch is ook hier grote vooruitgang geboekt op het gebied van kosten. De olieprijs die nodig is om winstgevend te zijn is voor de meeste majors gedaald tot onder de 50 dollar per vat (zie ook de figuur hiernaast. Bron: FT).
Voor grote nieuwe projecten zoals Johan Sverdrup (Statoil) en Mad Dog (BP) daalden de geschatte breakeven kosten tot rond de 30 – 40 dollar per vat als gevolg van vereenvoudigingen, standaardisatie en lagere tarieven van contractors. Zohr, het grote nieuwe gasveld van ENI in de Middellandse Zee, werd in 28 maanden ontwikkeld (iets dat enige jaren geleden nog voor onmogelijk werd gehouden).
De financiële kracht van de majors zorgde ervoor dat zij een aantal gerichte aankopen en overnames konden doen. Zo verkreeg Total met de overname van Maersk Oil and Gas een aantal aantrekkelijke Noordzee assets en is daar nu (na Statoil) de tweede operator. Statoil kocht een 25% aandeel in het Braziliaanse Roncador veld van Petrobras en vergrootte zijn aandeel in Lundin (de grootste partner in Johan Sverdrup). In veel gevallen waren de verkopers bedrijven met een relatief hoge schuldenlast.
De resultaten van de downstream en chemische divisies droegen bij aan de relatief goede resultaten van de majors. Mede als gevolg hiervan hebben de meeste majors bij de huidige olieprijzen, ook na het uitbetalen van dividend, een positieve cashflow.
Daarentegen draait VS schalieolie ook nu nog steeds met verlies. Let wel: de lage breakeven kosten die hier vaak gerapporteerd worden zijn veelal de “half-cycle costs” (exclusief de kosten van licenties en overheads).
In zijn algemeenheid heb ik nu dan ook een voorkeur voor investeren in conventionele olie. Laat het benul dat schalieolie geen wonderen kan verrichten eerst maar eens volledig doordringen op de Amerikaanse beurs.
- Klimaatverandering gaat een steeds grotere rol spelen
Daarbij springen de investeringen in renewables het meest in het oog. Voor oliemaatschappijen zijn vooral de projecten die makkelijk groots op te schalen zijn en die niet of weinig afhankelijk zijn van subsidies het meest interessant. Voor Europa betekent dat vooral offshore wind. Voor de VS eerder onshore wind en utility scale solar.
Ook al zijn deze investeringen voor normale stervelingen substantieel, voor de majors beslaan zij niet meer dan enkele procenten van hun totale investeringen. WoodMackenzie schat in dat dat tot 2030 geleidelijk zou kunnen oplopen naar 20%.
Klimaatverandering beïnvloedt echter ook de “normale” investeringen van de majors. Zo gaat de carbon footprint van een olie- of gasproject meer gewicht in de schaal leggen. En is men veel terughoudender geworden met projecten met een relatief lange terugverdientijd. Zo verminderden de meeste majors de afgelopen jaren hun activiteiten in Canadese oliezanden. Daarbij speelden de twijfel of men zijn kapitaal meerdere decennia wil vast leggen en een voorsorteren op een lagere toekomstige waarde van olie met een hoge carbon footprint een rol.
Voor gas ontwikkelt zich een groter bewustzijn van de grote verschillen in methaan emissies. Die zijn het laagst voor gas dat in de Westerse wereld over niet al te lange afstanden vervoerd wordt. Verreweg het hoogst in Rusland en het Midden Oosten. LNG zit daar ergens tussen in. Er wordt nu meer aandacht besteed om deze emissies omlaag te brengen; ook als overheden daar (nog) niet om vragen. Als men gas wil marketen als de beste transitie fossiele brandstof moet het ook daadwerkelijk een zo laag mogelijk footprint hebben.
De koning van OPEC
gepubliceerd op IEX, 21-12-2017
“Is Rusland een leger met een oliebedrijf of een oliebedrijf met een leger”? Volgens sommigen begint het steeds meer op het laatste te lijken.
Vast staat dat de strijd om de macht door Vladimir Putin op vele fronten tegelijk gevoerd wordt en dat de wereld van olie en gas er één van is.
Daarvoor wordt hem nu ook alle ruimte geboden. Voor de VS is olie uit het Midden Oosten niet meer essentieel. De meeste olie die het nu nog importeert komt uit Canada en Brazilië.
De kroonprins van Saoedi-Arabië heeft geld nodig om de jonge en snel groeiende bevolking tevreden te houden. Dat geldt des te meer zolang zijn machtspositie nog niet volledig geconsolideerd is. De beursgang van Saudi Aramco vraagt om een hoge olieprijs. Dat beperkt de opties waardoor de dominantie van het land binnen OPEC vermindert.
Misschien is het machtigste lid van OPEC nu wel geen lid van OPEC: Rusland. Zonder Rusland geen akkoord of verlenging van de productiebeperkingen. Het bracht Javier Blas van Bloomberg er toe om Putin uit te roepen tot “de koning van OPEC”.
Daarbij is de prijs die Putin betaalt tot nu toe minimaal. Vlak voor de OPEC meeting van December 2016 in Wenen ging de kraan nog even helemaal open (zie ook de figuur van Bloomberg hieronder). Dat deden meer landen maar geen enkel land deed dat in deze mate. Eigenlijk beginnen de productiemaatregelen nu pas echt voor Rusland.
Laat het een les zijn voor Mohammed bin Salman. Een aantal volgevreten ooms en neven vastzetten en uitschudden is één ding, van een partijtje armworstelen met Vladimir Putin zijn nog maar weinig mensen vrolijk naar huis teruggekeerd.
Het meest waarschijnlijke scenario voor 2018 lijkt nu dat Rusland de productiemaatregelen minder serieus gaat nemen. Dat zal niet gelijk aan het begin van het jaar gebeuren. Pas na de verkiezingen in maart (tot dan wil men de koers van de roebel laag houden) en na het eerste kwartaal (met een traditioneel lage wereldwijde olievraag) zal dit in gang worden gezet. In tegenstelling tot bij de productiebeperkingen hoeft dit niet voorafgegaan te worden door een officiële aankondiging.
Het lijkt ook niet in het belang van OPEC om de prijs op korte termijn al te snel te laten oplopen. Want uiteindelijk moet men, naast het afbouwen van de voorraden en het mikken op een hogere prijs, toch ook ooit van die productiebeperkingen af.
Voor de oliebulls behoeft dit geen slecht nieuws te zijn. De gevolgen van de lage investeringen van de recente jaren in nieuwe conventionele olievelden zullen de komende jaren geleidelijk aan steeds meer voelbaar worden. Als dan de voorraden zijn afgebouwd en de OPEC beperkingen verdwenen zijn kan het feest pas echt gaan beginnen.
“Iedereen maakt zich er zorgen over dat oliebedrijven niet goed zijn voorbereid op peak oil” merkte Fatih Birol, het hoofd van de International Energy Agency recent op. “Misschien moeten we ook eens nadenken over het tegenovergestelde: dat we niet goed zijn voorbereid op de krappere oliemarkten voorafgaand aan peak oil.”
VS schalieolie: grenzen aan de groei
Gepubliceerd op IEX, 11-12-2017
De stijgende olieprijzen van de afgelopen maanden zouden goed nieuws moeten zijn voor de schalieolie industrie in de VS. Toch klinken er de laatste tijd vooral veel bezorgde geluiden.
Zo publiceerden analisten van WoodMackenzie en Rystad scenario’s waarbij de toekomstige productie naar beneden toe werd bijgesteld. Marc Papa, voormalig CEO van EOG (een van de grotere en meer solide producenten van schalieolie), waarschuwde tegen de overspannen verwachtingen van investeerders.
Het op grote schaal produceren van schalieolie is een technische prestatie van formaat. Maar financieel heeft deze industrie tot nu toe uitsluitend met verlies gedraaid. Dat werd door investeerders geaccepteerd in afwachting van verdere groei en een winstgevende toekomst. Financieel vertoont deze industrie meer overeenkomst met Tesla dan met Shell.
Het zijn de groeiende twijfels aan de mate waarin deze industrie kan voldoen aan de hooggespannen verwachtingen die ten grondslag liggen aan de matige koersontwikkeling van VS schalieoliebedrijven (dit jaar achterblijvend bij die van conventionele oliebedrijven). Waar komen deze twijfels vandaan?
Een krappere arbeidsmarkt
In 2015 en 2016 gingen er in Texas bij de schalieolie producenten en service companies ongeveer 100.000 banen verloren. De aantrekkende activiteiten leidden er dit jaar toe dat er weer 30.000 mensen werden aangenomen. Dat hadden er veel meer kunnen zijn. Maar een groot aantal mensen heeft, op zoek naar meer zekerheid, deze boom-en-bust industrie verlaten.
Het zijn met name de tekorten in chauffeurs en fracking crews (en daarnaast een tekort aan fracking equipment) die op dit moment de groei van VS schalieolieproductie beperken. Het heeft geleid tot een toename van DUC wells (drilled and uncompleted oftewel geboord maar nog niet gefracked en producerend).
Door de tekorten gaan ook de tarieven van de service industry omhoog: dit jaar met 15 tot 20%. De lage kosten uit 2016 bleken bij een stijgend niveau van activiteiten niet te handhaven. Dat is een trend die zich de komende jaren verder kan doorzetten.
De grote technologische stappen liggen achter ons
Verdere stijgingen in productiviteit zullen naar verwachting in kleine, incrementele, stapjes gaan. Vier van de vijf schalieolie gebieden waar de EIA (de Amerikaanse overheidsinstantie voor energie) over rapporteert lieten over de afgelopen 12 maanden een daling van de rig productivity (de gemiddelde toename van de productie gerelateerd aan 1 maand activiteit van een boortoren) zien.
Eigenlijk ligt de grote vooruitgang in technologie al langere tijd achter de rug. Tot 2014 was de toename in productiviteit vooral structureel. Er werd steeds sneller geboord, er werden steeds grotere fracks geplaatst, en het begrip van de geologie (met name van de locaties van de sweet spots – de gebieden die de hoogste productie opleveren) nam snel toe.
Maar na die tijd waren de verdere toenames van productiviteit vooral cyclisch. Bij de drastische afname van de hoeveelheid actieve boortorens tussen 2014 en 2016 bleven alleen de meest efficiënte en grootste boortorens actief. Daarnaast beperkte men zich in deze jaren uitsluitend tot het boren in de beste sweet spots (“high grading”). Dat laatste valt – gezien de beperkte omvang van deze sweet spots – niet lang vol te houden.
De geologie zorgt voor grotere beperkingen
Door zich vrijwel uitsluitend te concentreren op de beste sweet spots wist de VS schalieolie industrie de afgelopen jaren van lage olieprijzen te overleven. Daarvoor hebben zij echter een prijs moeten betalen: de hoeveelheid overgebleven boorlocaties in deze gebieden is met name in de Bakken en de Eagle Ford sterk verminderd.
Verder boren in de beste sweet spots betekent nu veelal het boren van nieuwe putten tussen bestaande putten in, op relatief korte afstand (“infill wells”). De ervaring van de laatste 2 jaar leert dat de productie van dit soort putten ongeveer 20-40% lager ligt. Het is vooralsnog aantrekkelijker dan het alternatief: het boren buiten de beste sweet spots levert een nog veel lagere productie op.
Voor de Permian, het gebied waar schalieolieproductie pas later een grote vlucht nam, spelen deze problemen nog niet. Dat is ook de reden dat veel producenten de laatste 2 jaar de focus van hun activiteiten verlegden van de Bakken en de Eagle Ford naar de Permian. Deze problemen zullen zich echter ook in de Permian voor gaan doen. WoodMackenzie schat dat dat rond 2020 het geval zal zijn.
Financiers worden voorzichtiger
Amerikaanse investeerders en financiers zijn van dit alles op de hoogte. Zij aarzelen dan ook om hier nog meer geld in te pompen en dringen erop aan dat de producenten nieuwe putten uit hun eigen cash flow financieren. Het liefst zouden zij zien dat de industrie collectief een grotere terughoudendheid zou betrachten bij nieuwe investeringen (al weten zij heel goed dat men hierover geen afspraken kan maken).
Het sentiment bij investeerders, nog meer positief in de periode volgend op de OPEC productiebeperkingen van december 2016, is merkbaar omgeslagen. Het vooruitzicht van hogere rentestanden (wat gezien de hoge gearing van schalieoliebedrijven een grote invloed kan hebben) speelt hierbij ook een rol.
Implicaties voor de olieprijs
Dit alles betekent niet dat deze industrie op instorten staat. De komende jaren zal de productie in de Permian blijven doorgroeien. Maar wel wordt steeds duidelijker dat de bomen niet tot aan de hemel groeien. Het wordt steeds waarschijnlijker dat de productie van VS schalieolie rond 2020 een plateau bereikt. Tegen die tijd zal het vermogen van VS schalieolie om de olieprijs van een plafond te voorzien significant zijn afgenomen.
De combinatie van minder snel stijgende VS schalieolieproductie en afnemende conventionele olieproductie (de lage investeringen in 2015-2017 zullen pas na enige jaren ten volle gevoeld worden) zullen op termijn leiden tot een krappere oliemarkt. Dat zal een opwaartse druk op de prijs gaan geven.
In Nederland zijn de media vooral gefocust op de energietransitie. Als men zich al bezig houdt met oliebedrijven is dat vooral een zich afvragen of die wel goed zijn voorbereid op “peak oil”. Misschien moeten we ons ook eens afvragen of oliebedrijven (en onze samenleving) wel goed zijn voorbereid op de krappere oliemarkten voorafgaand aan “peak oil”.
Van gas los?
Nederland gaat van gas los. De regering streeft er naar dat deze transitie in 2050 zal zijn voltooid.
Dat gaat veel NGO’s en lokale politici niet snel genoeg. Ze vallen dan ook over elkaar heen om te verkondigen hoe snel we wel niet van gas los kunnen zijn. Volgens NGO’s als Urgenda en Milieudefensie is 2030 goed haalbaar. Een kleine honderd gemeentes gaat er ondertussen van uit dat zij in of kort na 2030 geen woningen meer hebben die nog aardgas verbruiken. Dit tot verbazing van de Nederlandse energieproducenten die hen opriepen voorzichtig te zijn met dergelijke stoere taal die irreële verwachtingen wekt.
De track record van Nederlandse gemeentes op eerdere beloftes zou hen voorzichtig moeten stemmen. In 2007 sprak men in Rotterdam de ambitie uit in 2025 de emissies met 50 % gereduceerd te hebben. Intussen zijn ze ruim 30 % hoger. Het is maar één voorbeeld uit velen.
Gasconsumptie constant. Van gas los in 2030 betekent dat we van nu af aan elke week ongeveer 10000 woningen van het gas af zouden moeten halen. Dat halen we voorlopig in de verste verte niet.
De Nederlandse gasconsumptie – en ook die van de ons omringende landen – blijft ondertussen gewoon op peil. Er zijn jaarlijkse fluctuaties die gerelateerd zijn aan de strengheid van de winter. Op de langere termijn zijn er fluctuaties die gerelateerd zijn aan de kolen en gasprijzen. Van 2010 tot 2014 zorgden de relatief hoge gasprijzen en lage kolenprijzen ervoor dat gas vervangen werd door kolen. Die trend is nu gestopt en in 2015 en 2016 nam de gasconsumptie in Europa (EU-28) juist weer toe (met in totaal ongeveer 10%). Voor de komende 5 jaar wordt een constante vraag verwacht.
Gasproductie omlaag. Waar de van gas los voorstanders wel succesvol in zijn is het verminderen van de Nederlandse gasproductie. De productie uit kleine velden – lang van een vergelijkbaar niveau als die uit Groningen – gaat snel omlaag. Het zoeken naar, en in productie nemen van, nieuwe kleine velden (nodig om de productie op peil te houden) is op land nu een dermate moeizaam proces geworden dat veel producenten dat voor gezien houden.
Het liefst zouden zij ook de overgebleven Groningen productie nog eens halveren. Dat terwijl de productiemaatregelen van de afgelopen jaren goed hebben gewerkt. De jaarlijks vrijkomende hoeveelheid seismische energie is met meer dan een factor 10 verminderd. Er is een meet- en regelprotocol ingesteld dat er op gericht is dat ook zo te houden. Laat dit protocol nu verder zijn werk doen (of we er mee uitkomen op 18, 21 of 24 BcM (miljard kubieke meter) per jaar is bijzaak).
Zo ziet anno 2017 van gas los er uit. Het resultaat van een gelijkblijvende gasconsumptie en een afnemende gasproductie laat zich raden: een toename van de Europese import van gas. Met name in Duitsland wordt Nederlands gas nu vervangen door Russisch gas.
Dat is voor Nederland geen goede zaak. Financieel omdat de aardgasbaten verder verminderen. Qua leveringszekerheid omdat het Europa meer afhankelijk maakt van Rusland. En qua milieu omdat Russisch gas een ongeveer 25 tot 30 % hogere footprint heeft dan Nederlands gas (ten gevolge van de methaan lekkages in het Russische netwerk en de grote hoeveelheid energie die nodig is om gas uit Rusland naar Europa te transporteren).
Meer import van VS schaliegas of Russisch gas?
De komende jaren zal zich deze trend verder voortzetten en zal de import van gas in Europa verder toenemen. Daarbij is er een nieuwe speler op de markt verschenen: schaliegas uit de VS dat als LNG naar Europa vervoerd kan worden. De eerste lading arriveerde eerder dit jaar in de haven van Rotterdam.
De exportcapaciteit van VS schaliegas zal de komende jaren toenemen. De Amerikaanse gasprijs is dermate laag dat LNG uit de VS een relatief lage kostprijs heeft in Europa. Die kostprijs is wel nog steeds hoger dan de kostprijs van pijpleiding gas uit Rusland. Europa staat dus voor de keus of men kiest voor meer gas uit Rusland of uit de VS. Dat een land als Duitsland hierbij voor Russisch gas kiest (daar valt naar alle waarschijnlijkheid een lagere prijs uit te onderhandelen; zeker nu er een nieuwe concurrent is) en Oost Europese landen als Polen voor VS gas (om zo onafhankelijk te blijven van Rusland) is niet verwonderlijk.
Heeft Europa wel een keus?
Nu is het nog maar de vraag in hoeverre Europa iets te kiezen heeft heeft. De vergroting van de Russische export capaciteit vereist het aanleggen van een nieuwe pijpleiding door de Baltische zee: Nord Stream 2. Voor Rusland een belangrijk item aangezien het ook de afhankelijkheid van doorvoerlanden als de Ukraïne op weg naar de Europese consument vermindert.
De recent door president Trump getekende sancties zullen de aanleg van Nord Stream 2 bemoeilijken. De partners van Gazprom (zoals Shell, met grote belangen in de VS) moeten deze sancties wel serieus nemen.
Met een verder verminderende Europese gasproductie en het vooruitzicht van VS sancties dreigt men in Europa steeds minder baas in eigen huis te zijn als het om de energievoorziening gaat.
Conclusie
Breng de Nederlandse gasconsumptie (en nog beter het verbruik van kolen) zo snel mogelijk omlaag. Maar wees realistisch over het tempo waarin dit gaat gebeuren. En loop met het verminderen van de Nederlandse gasproductie niet onnodig vooruit op het verminderen van de Nederlandse gasconsumptie. Dat is beter voor onze financiën en leveringszekerheid. En ook voor het klimaat.
Wat elke investeerder in olie moet weten
Eigenlijk wilde ik deze column de (te lange) titel geven “Waar elke investeerder in olie en gas over na zou moeten denken”. Of de 4 ontwikkelingen die ik hier schets ook echt uit gaan komen moeten we afwachten. Ik denk wel dat er goede gronden zijn om ze aan U voor te leggen.
Daarbij kunnen er altijd ontwikkelingen zijn (een politieke of economische crisis, ontwikkelingen binnen OPEC) die de markten tijdelijk uit het lood doen slaan. Een verandering in aanbod of vraag van slechts 2% is tenslotte ruim voldoende om het wankel evenwicht te verstoren.
- Het gasoverschot op de markten gaat langer duren dan het olieoverschot.
Gedurende de periode van hoge gasprijzen van 2009 tot 2014 werd wereldwijd een groot aantal nieuwe LNG projecten opgezet. Met de lange tijd die nodig is om deze reusachtige installaties te bouwen komt het vloeibare gas van deze projecten tussen 2015 en 2020 op de markt. Eerst kwamen de grote Australische projecten zoals Gorgon. Nu begint de LNG export uit de VS op gang te komen.
Dat een bedrijf in die tijd zo’n project opzette valt goed te begrijpen. Dat ze allemaal tegelijk het zelfde deden pakte minder goed uit. Daarbovenop kwam dat de vraag naar gas nu minder snel groeit dan toen werd verwacht.
Het overaanbod voor gas lijkt rond 2020 het grootst te worden. Voor olie daarentegen lijkt het dieptepunt nu voorbij te zijn. Wereldwijd is er nu sprake van een licht onderaanbod. De voorraden beginnen sinds een paar maanden sneller te zakken.
De gasmarkt is nu een kopersmarkt is geworden. Er wordt een steeds groter deel van gas op de spot markten verhandeld. Investeerders moeten nu hopen dat de lange termijn contracten die zijn afgesloten afdoende zijn dichtgetimmerd en ook daadwerkelijk worden nageleefd. Dat is niet altijd het geval. Overal probeert men nu onder deze contracten uit te komen. Recent nog werden de prijzen voor de Indiase LNG leveringen van ExxonMobil naar beneden toe bijgesteld. Een prijsverlaging accepteren kan aantrekkelijker zijn dan een moeizame rechtsgang in een land als India.
- Op de korte termijn zit de olieprijs gevangen in de “shale band”
Na de OPEC beslissing in de zomer van 2014 om de olieprijs toen niet door productieverminderingen te steunen brak er een turbulente tijd aan voor de oliemarkten. Het duurde bijna 2 jaar voordat ze een nieuw evenwicht vonden.
Bij dat nieuwe evenwicht speelt de snelle respons van VS schalieolie op veranderingen van de olieprijs een grote rol. Valt de prijs te ver onder de kostprijs van VS schalieolie (gemiddeld ruim 50 dollar per vat) dan begint de productie daar na enige maanden snel af te nemen. Komt de prijs te ver boven dit niveau dan volgt een relatief snelle toename. Dat blijkt in de praktijk een ondergrens van ongeveer 45 en een bovengrens van 55 a 60 dollar per vat op te leveren (Brent). Men spreekt wel van de “shale band”. VS schalieolie heeft de volatiliteit van de olieprijs verminderd.
Het niveau van 50 dollar per vat waaromheen zich de olieprijs beweegt hoeft niet constant te zijn. Verdere technologische vooruitgang zou kunnen leiden tot lagere break-even kosten voor VS schalieolie. Omgekeerd kunnen – met name als de activiteiten snel aantrekken tot een hoger niveau – de prijzen van boren en fracken daar ook omhoog gaan. Dat heeft ook plaatsgevonden het laatste jaar (zij het in lichte mate).
Mijn inschatting is dat op de korte termijn de “shale band” van kracht zal blijven maar zich geleidelijk aan naar een iets hoger niveau zal verplaatsen. De grote technologische doorbraken in VS schalieolie lijken nu achter de rug te zijn.
- Op de middellange termijn leiden de huidige lage investeringen tot een hogere prijs
Sinds 2014 staan de investeringen in conventionele olie op een laag pitje. De jaarlijkse vermindering van de productie uit bestaande conventionele velden (gemiddeld 8-10% als er niets geïnvesteerd wordt) is toegenomen. Het aantal nieuwe projecten waarvoor het groene licht is gegeven is substantieel verminderd. Het duurt echter nog een aantal jaren voordat dat effect ten volle wordt gevoeld.
De komende jaren gaan we een experiment uitvoeren: hoe lang kan VS schalieolie blijven groeien in het huidige tempo (een jaarlijkse stijging van 1 mb/d)? Er komt een moment dat er minder ruimte komt voor nog meer putten in de beste sweet spots. Nu al is er op sommige plekken sprake van interferentie tussen putten en stijgende gas-olie ratio’s wat de opbrengst per put vermindert. De EIA ziet VS schalieolie doorstijgen tot een plateau van 10 mb/d in 2022. Sommige analisten zien dit punt al in 2019 bereikt worden op een lager niveau.
Hierbij spelen niet alleen technische aspecten een rol. Men lijkt ook voorzichtiger te worden met het investeren in VS schalieolie. Dat kan de hoeveelheid geld die geïnvesteerd wordt in deze – nog steeds niet winstgevende – manier van olie winnen doen verminderen. Een hogere rentestand kan hierbij ook een rol gaan spelen.
Met op de achtergrond een stug doorgroeiende vraag naar olie komt er een punt dat de verdere daling van conventionele olie en een minder grote groei van VS schalieolie kan gaan leiden tot hogere prijzen. Twee jaar geleden was de verwachting nog dat dat punt rond 2018 of 2019 bereikt zou worden. Nu denkt men eerder aan 2020. Dat zal waarschijnlijk geen herhaling van prijzen boven de 100 dollar per vat te betekenen. Eerder denkt men dan aan een uitbraak naar boven uit de “shale band” tot een niveau van 70 tot 90 dollar per vat.
- Op de lange termijn speelt klimaatverandering een steeds grotere rol
De maatregelen om klimaatverandering tegen te gaan zullen ongetwijfeld gaan leiden tot een neerwaartse druk op de olievraag. Wanneer dat ook tot een vermindering in absolute volumes gaat leiden is onzeker. Sommige scenario’s zien “peak oil” al over 5 of 10 gebeuren; anderen pas na 2040.
Voorlopig wordt de al lang afnemende vraag in de ontwikkelde OECD landen meer dan gecompenseerd door de toenemende vraag in de rest van de wereld (waar het overgrote deel van de wereldbevolking woont). Elektrische auto’s zullen zeker een hoge vlucht nemen maar in veel andere sectoren ligt de vervanging van olie door alternatieven veel moeilijker. Misschien is het beter om te spreken van een naderend “plateau oil” in plaats van peak oil.
Stranded assets zullen voor Westerse oliebedrijven met een reserves/productie ratio van 10-15 geen probleem zijn. En met een afvlakking of lichte vermindering van de vraag kunnen zij op zich ook best leven. De issue voor hen is veel meer of die afvlakkende of licht verminderende vraag ook gaat leiden tot systematisch lagere prijzen. Daarbij is het voor hen vooral van belang dat ze de toekomstige vraag niet overschatten.
Westerse oliebedrijven mogen dan niet op stranded assets zitten – een bedrijf als Saudi Aramco (met een reserves/productie ratio van rond de 70) doet dat wel. Saudi-Arabië kan er voor kiezen om de prijs hoog te houden (iets dat zij al ruim 40 jaar doen door onder hun geologisch potentieel te produceren) of de hoeveelheid olie waarmee zij straks blijven zitten te minimaliseren. Allebei tegelijk zal niet gaan en dat geeft een lange termijn risico voor de olieprijs.
Verder kan men zich afvragen hoe maatschappij en rechtspraak zullen reageren als de gevolgen van klimaatverandering geleidelijk aan steeds duidelijker worden. Worden oliemaatschappijen aansprakelijk gesteld? Komen er hogere speciale belastingen op de winst uit de winning van fossiele brandstoffen?
Mijn inschatting is dat oliebedrijven steeds meer een “sin stock” zullen worden, vergelijkbaar met de wapen- en sigarettenindustrie. Waarbij ethische gronden een veel plausibeler reden zijn om er niet in te investeren dan financiële.
Olie uit de Noordzee blijft aantrekkelijk
Na een periode zich vooral geconcentreerd te hebben op kostenbesparingen sloeg de Franse oliereus Total eind Augustus toe met de overname van Maersk Oil and Gas. Met deze overname is een bedrag van zo’n 7,5 miljard dollar gemoeid. Total’s productie neemt hierdoor toe met ongeveer 160000 boed (barrel of oil equivalent per dag).
De reserves van Maersk bestaan voornamelijk uit olie op de Noordzee. In tegenstelling tot Shell en BP (die de afgelopen jaren hier met name oudere velden verkochten) gaat Total zich steeds meer richten op de Noordzee.
Wat bracht de Maersk groep ertoe om de olie- en gasdochter, decennia lang zeer winstgevend, te verkopen? En waarom kocht Total juist deze assets?
- Waarom verkocht Maersk?
Maersk Oil and Gas was lange tijd zeer winstgevend. Het was echter een winstgevendheid die gebaseerd was op één enkele geologische niche: het boren (en soms ook fracken) van lange horizontale offshore putten in kalksteen. Het bedrijf was hier zeer succesvol mee in Denemarken (waar het deze technieken perfectioneerde) en in Qatar. Sinds 2005 is de productie van de Deense velden echter geleidelijk aan het afnemen. Het contract voor het Al Shaheen veld in Qatar liep tot Juli 2017 en werd niet verlengd (midden 2016 werd bekend dat het nieuwe contract verleend was aan … Total).
Pogingen die sinds 2005 werden verricht om Maersk Oil and Gas te transformeren tot een bedrijf dat wereldwijd actief was, ook in settings als deepwater, mislukten. Het was ook lange tijd bijzonder moeilijk om, met name als nieuwe speler, winstgevend te groeien in een tijd van hoge olieprijzen en (te) hoge asset prijzen.
Er werd lange tijd vanuit gegaan dat het zeevervoer van containers en de olie industrie counter cyclische activiteiten zijn. In het verleden leidden lage olieprijzen inderdaad tot economische groei en hogere vrachtprijzen. In de huidige tijd, waarin de kosten van energie een steeds minder grote rol spelen, kan men daar minder van op aan. In 2015 en 2016 belanden zowel de vrachttarieven als de olieprijs op een zeer laag niveau. Het betekende een “perfect storm” voor de Maersk groep.
En last but not least: door de opkomst van VS schalieolie verkeert de olieprijs vooralsnog op een relatief laag niveau. Op de lange termijn is er een neerwaartse druk op de olievraag door de inspanningen op het gebied van klimaatveranderingen. In het algemeen zijn de vooruitzichten voor de winstgevendheid van de olie industrie er de afgelopen jaren niet beter op geworden. Daarbij komt dat shipping altijd de core business van de Maersk groep is gebleven.
- Waarom kocht Total?
Als men gelooft dat de huidige lage olieprijzen meer cyclisch dan permanent zijn is het nu, met de huidige lagere asset prijzen, een goed moment voor overnames. Uiteindelijk is het goed mogelijk dat de huidige lage investeringen op een termijn van 2 tot 5 jaar zullen leiden tot een dermate grote verbetering van de vraag-aanbod situatie dat de prijzen dan substantieel omhoog gaan.
Daarbij zou de keuze van Total om in olie te investeren (en niet in gas of in VS schalieolie) wel eens goed uit kunnen pakken. De stroom van nieuwe LNG projecten tot 2020 maakt het waarschijnlijk dat het overaanbod aan gas langer gaat duren dan dat van olie. Voor de olie vraag en aanbod situatie lijkt het ergste achter de rug. Aan VS schalieolie heeft nog niemand echt verdiend (en buitenlandse oliebedrijven die dure licenties kochten of Amerikaanse bedrijven overnamen al helemaal niet).
Voor veel gebieden (Noordzee, Angola, Oost Afrika) bevinden de Maersk velden en licenties zich dicht bij die van Total. Significante synergiën (door Total geschat op 400 miljoen dollar per jaar) zijn hier mogelijk.
Tenslotte: Maersk’s kennis en goede technische track record in Qatar zullen van grote waarde zijn voor Total’s nieuw verworven Qatar contract.
- Johan Sverdrup: het kroonjuweel
Maersk’s meest waardevolle asset is echter een nieuw olieveld waarvoor de eerste productie pas in 2019 verwacht wordt. In 2009 verwierf Maersk een klein gedeelte van een Noorse licentie waar naar olie werd gezocht door het Zweedse Lundin. Dit bedrijf maakte hier de spectaculaire ontdekking van wat nu bekend is als het Johan Sverdrup veld. Met reserves tussen de 2 en 3 miljard barrels is het de met afstand grootste ontdekking in de Noordzee van deze eeuw. Evenals sommige andere grote vondsten sinds 2000 werd deze ontdekking niet door een van de grotere oliebedrijven gedaan maar door een relatief klein bedrijf dat zich vooral op exploratie richt.
Ondanks dat het Maersk aandeel in het veld relatief klein is (8,44%) is dit aandeel ongeveer 2 miljard dollar waard (in lijn met de market cap van Lundin die voor het grootste deel bepaald wordt door Johan Sverdrup). De totale waarde van ruim 20 miljard dollar van dit veld ligt aan de grote volumes, de geringe waterdiepte (die voor lagere kosten zorgt) en de huidige relatief lage kosten om een veld te ontwikkelingen. Dit laatste heeft het operator Statoil mogelijk gemaakt de kosten omlaag te brengen tot zo’n 25 dollar per vat. Met dit soort kosten wordt het naar alle waarschijnlijkheid een zeer winstgevend project in een land met minimale politieke risico’s.
Total’s keuze om juist Maersk Oil and Gas over te nemen tekent de aantrekkelijkheid van lage kosten olie in politiek veilige landen. Mocht U een zelfde keuze willen maken dan hoeft niet te zijn door aandelen Total te kopen (weliswaar de een na grootste producent in de Noordzee maar ook in veel andere gebieden actief). U kunt ook investeren in Lundin (genoteerd aan de beurs van Stockholm). De waarde van het bedrijf wordt voor het overgrote deel bepaald door het 22,6% belang in Johan Sverdrup. Het is een keus voor olie in plaats van gas en gaat er van uit dat de olieprijs de komende jaren niet langdurig onder het huidige, relatief lage, niveau zal zakken.
Saudi Aramco: tafelzilver in de uitverkoop
- Een beursgang zoals geen andere
Begin 2016 kondigde Mohammed bin Salman (algemeen bekend als MBS) de verkoop van een gedeelte van Saudi Aramco aan. Hiermee stelde de (toen nog plaatsvervangend) kroonprins en feitelijke machthebber van het land het tegenstribbelend management van Saudi Aramco voor een voldongen feit. Het woord van het huis van al-Saud is nu eenmaal wet.
Daarbij sloeg MBS ook een piketpaaltje in de grond wat betreft de waarde van Saudi Aramco: die zou rond de 2000 miljard dollar bedragen. Als dat gehaald zou worden zou de voorgestelde verkoop van 5% van Saudi Aramco 100 miljard dollar waard zijn. Dat is vier keer zo hoog als de tot dan toe grootste emissie van het Chinese Alibaba.
Na de aankondiging bleek al snel hoe weinig voorwerk er gedaan was. Voor het management van Saudi Aramco (dat had voorgesteld om, als er echt iets moest gebeuren, een gedeelte van de downstream naar de beurs te brengen) kwam het als een donderslag bij heldere hemel.
De aankondiging van de beursgang maakt deel uit van een reeks gewaagde, en volgens velen niet goed doordachte, initiatieven van MBS:
- De militaire interventie in het buurland Jemen die leidt tot immens leed voor de bevolking daar. Een einde is na twee jaar nog niet in zicht; ook voor een oorlog op kleine schaal geldt dat het makkelijker is die te beginnen dan die te beëindigen.
- Vision2030, een blauwdruk voor de modernisering van het land uit de keuken van McKinsey. Een plan dat vol staat met ambitieuze doelen maar geen realistisch pad uitstippelt om die doelen ook te bereiken.
- De wereld van Saudi Aramco
De bedrijfscultuur binnen Saudi Aramco is altijd Amerikaans gebleven. Procedures zijn er gebaseerd op die van de grote Amerikaanse oliebedrijven. Het heeft een hoog technisch niveau en carrières zijn er gebaseerd op prestaties. Ook Sjiiten en vrouwen kunnen er carrière maken.
Het bedrijf is dan ook een oase in een woestijn van corruptie en inefficiëntie. Dat heeft wel een bijeffect: de overheid schakelt het bedrijf in voor allerlei moeilijke en prestigieuze projecten. Zo bouwt (en runt) Saudi Aramco medische centra en universiteiten zoals de King Abdullah University.
Het bedrijf dient te opereren binnen de grenzen van wat er mogelijk is in Saoedi-Arabië. Terwijl twee derde van de olie verkocht wordt op de internationale markt (waarmee het bedrijf voor 60% verantwoordelijk is voor de inkomsten van de staat) wordt ongeveer een derde tegen een minimale prijs van gemiddeld nog geen 6 dollar per vat geleverd op de binnenlandse markt. Dat aandeel is door de jaren heen geleidelijk gegroeid.
- Een problematische listing
Op vele gebieden zullen de belangen van toekomstige minderheidsaandeelhouders in Saudi Aramco niet parallel lopen met die van Saoedi-Arabië. Zo houdt Saudi Aramco sinds jaar en dag een reservecapaciteit aan van ongeveer 2 miljoen barrel per dag. De belangrijke, zo niet dominante positie van Saoedi-Arabië binnen OPEC is hier gedeeltelijk op gebaseerd.
Het lijkt waarschijnlijk dat de productie van het bedrijf ook in de toekomt bepaald wordt door de belangen van het land. En dat het bedrijf zal doorgaan met het subsidiëren van de samenleving door het leveren van goedkope brandstoffen aan de bevolking. Wie garandeert er dat het belastingregime over enige tijd niet weer herzien wordt als de tekorten op de landsbegroting blijven voortduren?
Men zou kunnen zeggen dat men hier niet alleen een stukje Saudi Aramco koopt maar ook een stukje Saoedi-Arabië. In geen van beide heeft men echter enige zeggenschap.
- Hoeveel zou Saudi Aramco echt waard kunnen zijn?
Meestal hangt de waardering van een oliemaatschappij vooral af van de bewezen reserves. Een dergelijke waardering zou voor Saudi Aramco inderdaad in de buurt van de 2000 miljard dollar uit kunnen komen.
Voor de meeste westerse oliemaatschappijen snijdt een dergelijke waardering ook hout: dit is waar deze maatschappijen hun grote investeringen hebben gedaan en met bewezen reserves vs productie verhoudingen van weinig meer dan 10 kan men er ook van uitgaan dat deze reserves de komende 10 tot 20 jaar voor het grootste deel geproduceerd gaan worden.
Maar voor Saudi Aramco ligt dat anders. Met bewezen reserves van meer dan 260 miljard barrel kan de huidige productie in ieder geval 70 en waarschijnlijk wel 100 jaar doorgaan.
Afgezien van het feit dat zelfs met een kleine discount factor de waarde van productie in de verre toekomst sterk vermindert: hoe groot is de kans dat deze olie überhaupt geproduceerd gaat worden? Saoedi-Arabië kan wel proberen deze olie sneller te produceren maar beseft heel goed dat dat tot een langdurige ineenstorting van de olieprijs zou leiden.
De meeste waardeschattingen worden dan ook gebaseerd op de productie en inkomsten voor de komende 10 tot 20 jaar. Op deze manier komt de Financial Times uit op een waarde van ongeveer 900 miljard dollar (op basis van een matig stijgende olieprijs en een voortzetting van het huidige, recent aangepaste, belastingregime).
Veel analisten passen hierop een verdere verlaging toe. De minimale invloed van minderheidsaandeelhouders op het beleid van Saudi Aramco, de onzekerheid over een toekomstig belastingregime in tijden van lage olieprijzen en twijfels over de toekomstige stabiliteit van het land spelen hierbij een rol. Ook wordt de slechte performance van andere beursgenoteerde NOC’s opgemerkt. Zo komt WoodMackenzie uit op een waardering van 400 miljard dollar.
- Goedkoop verkopen of de zaak afblazen?
Dit alles maakt de beursgang er niet makkelijker op. Misschien beperkt men zich uiteindelijk wel tot een verkoop achter de schermen aan een beperkte groep kopers. Misschien blaast men de zaak wel helemaal af als blijkt dat de veel lagere waardering van de markt, vergeleken met de genoemde 2000 miljard dollar, een te groot gezichtsverlies is. Nick Butler in de Financial Times stelde dat de meest realistische optie wel eens de verkoop aan China zou kunnen zijn (mogelijk zonder de prijs überhaupt bekend te maken).
Blijft de vraag waarom de Saoedi’s hieraan zijn begonnen. Misschien is de simpelste verklaring wel de beste: een jonge ambitieuze prins die gelooft wat Westerse consultants hem voorspiegelen. Die dit gezien heeft als een manier om geld binnen te halen voor de hervormingsplannen van Vision2030. En die hiermee zijn populariteit onder de bevolking trachtte te vergroten in zijn greep naar de macht; het doel waar het hem echt om gaat. Met recht verzuchtte een Zweeds staatsman ooit tegen zijn zoon: “Weet je dan niet met hoe weinig wijsheid de wereld wordt geregeerd?”
Schuld en olie
Schuld kan het mogelijk maken een bedrijf op te zetten. Zo helpt het de economische groei.
Er zit ook een andere kant aan de medaille. Als de economische vooruitzichten van een bedrijfstak verslechteren kan een schuld misschien niet meer worden terugbetaald. Als er een te grote hoeveelheid geld in een bedrijfstak of huizenmarkt wordt gepompt kan dat leiden tot een bubble die ooit knapt.
In een tijd dat de olieprijzen daalden nam de totale schuld van de olie- en gasindustrie snel toe. In 10 jaar tijd steeg die schuld van ongeveer 1000 tot 2500 miljard dollar. Daar zitten verschillende aspecten aan:
- Voor de VS schalieolie-industrie is de snelle groei mogelijk gemaakt door de grote hoeveelheid geld die hier door Wall Street is ingepompt.
- Voor de grote internationale oliemaatschappijen is de schuld toegenomen omdat zij er voor kozen het relatief hoge dividend te handhaven in tijden van lage olieprijzen.
- Voor de grote nationale oliemaatschappijen geldt dat zij moeten meehelpen de budgettaire problemen van hun regeringen (ten gevolge van de lage olieprijzen) te verlichten.
VS schalieolie: einde van de schaarste aan olie
Schalieolie verschilt in hoge mate van conventionele olie. Het lijkt veel meer op een industrieel proces dan de conventionele olie-industrie. Er is een hoge mate van standaardisering. De tijd die verstrijkt tussen de beslissing om te investeren en de eerste olieproductie is kort. De resulterende olieproductie houdt echter ook slechts beperkte tijd stand (het grootste deel van de productie vindt plaats in het eerste productiejaar).
Als er beperkingen zijn voor de productie van schalieolie komen die uit de beschikbaarheid van financiering, boortorens, fracking crews of exportcapaciteit. Maar in tegenstelling tot conventionele olie komen die (nog) niet uit een beperkte hoeveelheid olie in de grond.
Schalieolie heeft het Wall Street daarmee mogelijk gemaakt om in snel tempo grote hoeveelheden geld in de olie-industrie te pompen. En dat heeft men, geholpen door het beleid van de centrale banken, ook gedaan. Het gevolg was een snelle groei van deze industrie en een hoge gearing. De conventionele olie-industrie met zijn kleinere hoeveelheid nieuwe projecten (zo vaak worden er geen nieuwe olievelden gevonden) bood daartoe veel minder mogelijkheden.
Een verliesmakende industrie met oplopende rentelasten.
Winst heeft de VS schalieolie-industrie tot nu toe echter niet gemaakt. Als geheel heeft deze industrie tot op de dag van vandaag een negatieve cash flow (ook zonder dividend uit te betalen). Het is dan ook niet vreemd dat de kosten van de financiering geleidelijk aan toenemen.
Daarbij is er een heel spectrum aan schalieoliebedrijven. De breakeven kosten en de winstgevendheid hangen er vooral van of men licenties bezit in de beste sweet spots of in de meer perifere gebieden daarbuiten. Het zijn de bedrijven in deze meer perifere gebieden die het moeilijk hebben en door de jaren heen geleidelijk aan failliet gaan. Dit gebeurde met name in de eerste helft van 2016 toen de olieprijzen onder de 40 dollar per vat doken.
Aandelen in schalieolie kopen is ervan uitgaan dat in de toekomst de winstgevendheid er ooit van komt. Hetzij door hogere olieprijzen, hetzij door verdergaande technologische vooruitgang en kostenbesparingen. Het is de belofte voor de toekomst waar het om draait. Tenslotte hebben de betere VS schalieoliebedrijven break even kosten voor nieuwe olie die tot de laagste ter wereld behoren.
Energy Independence?
De continuïteit van de productie van schalieolie hangt dus af van de bereidheid van financiers om dit te blijven financieren. De inschatting of men leningen ook daadwerkelijk kan terugbetalen speelt daarbij een grote rol.
Men kan zich dan ook afvragen hoe stevig het fundament is waarop “energy independence” rust. Als de financiering ooit stopt of substantieel afneemt (hetzij door hogere rentes, hetzij door een ineenstorting van de olieprijs) zal ook de productie van VS schalieolie snel afnemen. Voor conventionele olie ligt dit heel anders. Een conventioneel olieveld zal, nadat het eenmaal ontwikkeld is, nog tenminste 1 of 2 decennia door blijven produceren, ongeacht de olieprijs.
IOC’s handhaven het dividend door kostenbesparingen, leningen en langzaam te krimpen
Ook voor de grote internationale oliemaatschappijen (ExxonMobil, Chevron, Shell, BP, Total) nemen de schulden langzaam toe (zij het dat de gearing hier veel lager ligt). In totaal bedraagt die schuld nu ruim 180 miljard dollar. In totaal was er in 2016 voor deze bedrijven een net cash outflow van ongeveer 46 miljard dollar. Die outflow zou nog veel groter zijn geweest zonder de substantiële winsten in de downstream. De gearing is gestegen tot tussen de 20 en 30 % (terwijl die in 2012 nog onder de 10 % lag).
Voor 2017 zal deze outflow veel minder zijn. Deze bedrijven hebben een prijs van rond de 50 dollar nodig is om cash flow neutraal te zijn. Dat niveau werd begin dit jaar ook gehaald; ondertussen is de prijs onder de 50 dollar per vat gezakt.
Voor sommige schalieoliebedrijven is de vraag of zij het overleven. Voor de grote internationale oliebedrijven is de vraag of zij het dividend handhaven. En vooralsnog kiezen zij er voor om dat te doen. Dit wordt mogelijk gemaakt door een combinatie van kostenbesparingen, hogere leningen en het verkopen van assets. Maar de belangrijkste component is wel het beperkt investeren (wat er toe leidt dat hun productie op de lange termijn vermindert). Er zit een kern van waarheid in als mensen stellen dat deze bedrijven begonnen zijn hun business langzaam te liquideren.
Het enige grote olie bedrijf dat een andere weg is ingeslagen (en voor het verlagen van het dividend ook niet werd afgestraft) is ENI. Dat heeft een reden: hun recente exploratie track record is de beste van alle grote oliebedrijven. Het betekent dat zij wel een aantal attractieve projecten hebben (die ook gefinancierd moeten worden) die andere bedrijven missen.
Tenslotte
Hoe dit alles zal aflopen zal vooral ook van de ontwikkelingen in de olieprijs en de rente afhangen. Maar de tijd dat de olie-industrie een financieel conservatieve industrie was, immuun voor een financiële crisis, is met name in de VS voorbij.
De moeizame strijd tegen klimaatverandering
Gepubliceerd op IEX.nl, 26-07-2017
Het klimaat verandert. De toename van temperatuur, de link tussen temperatuur en broeikasgassen en de toename van het CO2 niveau in de atmosfeer laten geen ruimte voor twijfel.
Dat dit ging gebeuren wisten we al heel lang. In 1965 ontving de toenmalige president van de VS, Lyndon Johnson, een rapport hierover van een aantal vooraanstaande wetenschappers. Zij voorspelden dat, als gevolg van de verbranding van fossiele brandstoffen, “in 2000 de toename van CO2 in de atmosfeer ongeveer 25 % zal zijn” en dat dit “vrijwel zeker significante veranderingen in temperatuur tot gevolg zal hebben”.
Het rapport leest, ook ruim 50 jaar na dato, nog steeds als een lucide overzicht van het probleem. In een tijd dat het debat nog niet gepolariseerd was konden zij hun rapport besluiten met een korte discussie van geoengineering technieken om klimaatverandering tegen te gaan.
CO2 emissies zijn op record hoogte
Anno 2017 moeten wij constateren dat onze pogingen om de uitstoot van CO2 te verminderen tot nu toe bar weinig hebben uitgericht. Wereldwijd lijken CO2 emissies sinds 3 jaar niet verder door te stijgen maar een snelle daling, hard nodig om maar enigszins in de buurt te komen van de maximaal 2 graden opwarming, lijkt nog ver weg.
Daarbij blijft het aandeel fossiele brandstoffen in de wereldwijde energiebehoefte hardnekkig hangen rond de 80 %. Het aandeel zon en wind is weliswaar snel gestegen maar nog steeds slechts ongeveer 1,5 %. Dat de publieke perceptie van dit aandeel veel hoger is geeft aan hoezeer wij het probleem onderschatten.
Ondertussen worden de gevolgen van klimaatverandering steeds duidelijker. Het zal de komende decennia in het middelpunt van de belangstelling blijven staan en een grote invloed hebben op bedrijven en investeringen. Daarbij zullen luchtvaartmaatschappijen net zo goed tegen de grenzen van de groei aanstoten als oliemaatschappijen.
Waarom is het zo moeilijk de uitstoot van CO2 terug te dringen?
De voordelen van reducties in CO2 zijn wereldwijd en lange termijn; de kosten zijn hier en nu. Dat zal bestuurders altijd in de verleiding brengen de echt pijnlijke maatregelen nog maar even uit te stellen (wat blijft zijn de fraaie beloftes). De bedreiging van het aanpakken van klimaatverandering komt naar mijn mening niet zozeer van het ontkennen van klimaatverandering maar van het – expliciet of impliciet – vooropstellen van de eigen korte termijn belangen.
Het teruglopen van de vraag leidt tot lagere prijzen van een grondstof. Kolenproducenten hebben gedurende langere tijd de vraag overschat wat leidde tot een overaanbod. De resulterende lage prijzen maken het moeilijker het verbruik verder te verminderen.
Sommige landen hebben een groot belang bij de continuering van hun olie en gas productie. Waar moeten landen als Saoedi-Arabië en Rusland hun geld anders mee verdienen? Energie intensieve industrieën migreren geleidelijk aan naar landen met lage kosten voor energie. Een significant en groeiend deel van Saoedi-Arabië’s olieproductie wordt gebruikt voor lokale industrie zoals petrochemie en aluminium smelters. Dit soort landen trekken zich niets aan van internationale verdragen.
Mensen in ontwikkelingslanden hebben wel andere dingen aan hun hoofd. Als hen gevraagd wordt hun problemen te ranken staat klimaatverandering onder aan de lijst (ver onder veiligheid, voedselvoorziening, onderwijs en gezondheidsvoorzieningen). Het staat voor de meeste landen onder aan de lijst, met uitzondering van de meest ontwikkelde landen.
Lagere kosten voor renewables: een sprankje hoop?
Meer kennis en schaalvergroting leiden tot lagere kosten voor alternatieven voor fossiele brandstoffen (zoals zij dat het afgelopen decennium voor zon en wind gedaan hebben). Dit is wat de Duitse Energiewende tot een succes heeft gemaakt; niet de reducties in emissies (die waren er ook niet) maar de reducties in kosten ten gevolge van de grote vraag naar zon en wind. De rekening werd betaald door de Duitse consument die zijn elektriciteitsrekening in 10 jaar tijd met 50 procent zag stijgen.
De uitdaging nu is om die grote vorderingen in zon en wind te laten volgen door vergelijkbare vorderingen in de opslag van energie. Het is het enige sprankje hoop dat we hebben in de aanpak van klimaatverandering: technologische vooruitgang. Alleen als het schone alternatief ook goedkoper is zal het werkelijk de wereld overnemen.
En zover zijn we nog lang niet. Als we rekening houden met het effect van belastingen (op fossiele brandstoffen), subsidies (voor renewables) en de kosten van backup (gerelateerd aan de discontinuïteit van renewables) dan zijn die fossiele brandstoffen nog steeds veel goedkoper. De komende energietransitie gaat dan ook veel geld kosten (voor Nederland schat Milieudefensie dit bedrag op 300 miljard euro).
Ook voor fossiele brandstoffen is er technologische vooruitgang en zijn er kostenverlagingen. Het aandeel schalieolie en -gas (de grote recente technologische doorbraak in de wereld van fossiel) in de wereldwijde energiebehoefte stijgt vele malen sneller dan dat van zon en wind. En het heeft geleid tot een veel lagere olieprijs.
Met zon en wind alleen redden we het niet
Klimaatverandering is te belangrijk om al onze eieren in het ene mandje van zon en wind te leggen. Aan het begin van een lange en moeizame weg is het niet duidelijk welke combinatie van technologieën het meest succesvol zal blijken. Dus moeten we technologieën stimuleren zonder dogmatisch te zijn. Of het nu zon, wind, CCS (Carbon Capture and Storage), nieuwe technieken voor nucleaire energie, biobrandstoffen/massa, energieopslag of het efficiënter gebruik van energie betreft. We zullen ze waarschijnlijk allemaal nodig hebben.
Laten we daarbij kosten en leveringszekerheid niet uit het oog verliezen. Het zich alleen richten op de vermindering van emissies, zonder rekening te houden met de concurrentiepositie van het bedrijfsleven, zal uiteindelijk resulteren in een verlies van steun voor de energietransitie.
Maak werk van een betekenisvolle CO2 belasting. Het is de manier om oliemaatschappijen serieus bezig te doen gaan met CCS. En het is een probaat middel om kolen er uit te werken, zoals recent weer duidelijk werd in de UK waar het aandeel kolen in de elektriciteitsvoorziening gedaald is tot ongeveer 5 procent.
Vertel de mensen een eerlijk verhaal
Wij zijn beter in het formuleren van fraaie doelstellingen en verdragen dan in het concreet bereiken van resultaten. Nederlandse gemeentes volledig van gas los in 2030? Dat is net zo kansloos als het beperken van de globale temperatuurstijging tot 1,5 graad. Onrealistische doelen die niet worden gehaald leiden alleen maar tot cynisme en populisme.
Wees eerlijk en maak duidelijk dat dit pijnlijk zal zijn. Een verandering van levensstijl zal inhouden: minder of niet meer vliegen, minder auto rijden en minder vlees eten. Geef niet de indruk dat we een heel eind komen met een stel zonnepanelen op het dak en een elektrische auto voor de deur.
Geoengineering
Geoengineering biedt niet meer dan een noodoplossing. Het nadoen van grote vulkaanuitbarstingen (het daardoor geïntroduceerde materiaal in de stratosfeer verhoogt de reflectiecoëfficiënt) is echter technisch en financieel wel goed haalbaar.
Kostenschattingen lopen uiteen van 10 tot 20 miljard dollar per jaar voor een programma dat de opwarming van de aarde met 1 graad beperkt. Het grote taboe om dit te bediscussiëren is begrijpelijk: voordat men het weet vermindert het de animo om emissies te reduceren. Toch zal die discussie er komen.
Bedenk daarbij wel dat het slechts symptoombestrijding is. Het afsterven van koraalriffen zal het niet voorkomen. En goed rentmeesterschap is het niet.
Hoe winstgevend blijft olie?
Gepubliceerd op IEX.nl, 13-07-2017
Veel beleggers hebben olie- en gasbedrijven in hun portefeuille. Het relatief hoge dividend speelt daarbij een grote rol. Een hoog dividend is echter onlosmakelijk verbonden met twijfels over de houdbaarheid ervan. Hieronder volgen vijf bedreigingen voor de winstgevendheid van olie en gas.
1. Schalieolie blijft groeien
Schalieolie, mogelijk gemaakt door het fracken van met name horizontale putten, is de grootste recente technologische doorbraak in de olieindustrie. Niet alleen om het überhaupt te kunnen doen. Maar ook om de kosten zover omlaag te krijgen dat men het kan blijven doen in tijden van lage olieprijzen.
Winstgevend is het echter (nog) niet. Wel is de jacht op een beetje rendement zo groot dat men hier geld in blijft pompen. Goedkoop geld heeft ook hier de zaak op zijn kop gezet.
Schalieolie heeft vooralsnog een grote invloed op de olieprijzen. Voor 2018 schat Citibank een VS olieproductie tussen 9.6 miljoen vaten per dag (vergelijkbaar met die van 2017; voor een olieprijs van 40 dollar per vat) tot 12.1 miljoen vaten per dag (voor een olieprijs van 70 dollar per vat). Boven de 50 dollar per vat neemt de productie dermate snel toe dat het op de korte termijn een plafond voor de olieprijs is (een grote uitval van olieaanbod door een crisis in het Midden Oosten daargelaten). Dit alles betekent lagere prijzen en minder winstgevendheid voor conventionele olie.
Onduidelijk is tot welk niveau VS schalieolie kan blijven doorgroeien. Er zijn grote verschillen tussen de verschillende scenario’s hiervoor. Maakt verdere technologische vooruitgang op termijn ook productie buiten de beste sweet spots mogelijk? Blijft Wall Street hier geld in stoppen?
2. De olievraag neemt minder snel toe
De vraag naar olie stijgt nog steeds. Voor de laatste 10 jaar kan men er haast een liniaal langs leggen: elk jaar neemt de vraag met een kleine 1,5% toe. Maar de tijden van grote groei zijn voorbij.
Dat gedurende de laatste 3 jaar, in een periode van lage olieprijzen, de vraag niet meer is toegenomen dan het lange termijn gemiddelde is een veeg teken. De energie intensiteit van economieën neemt af. De focus van China verschuift van maakindustrie naar service. Andere landen zoals India nemen het stokje slechts in beperkte mate over.
Elektrische auto’s zullen leiden tot minder verbruik van olie in die sector. Daarentegen lijkt de groei in het olieverbruik voor de luchtvaart en petrochemie voorlopig nog niet af te vlakken. Een langdurig plateau in het verbruik van olie lijkt waarschijnlijker dan een “peak oil demand” dat gevolgd wordt door een snelle daling.
Op zich hoeft een plateau of een licht dalende vraag geen lage prijzen te betekenen. Van belang is dat de industrie de vraag niet overschat. 90 miljoen vaten per dag aan vraag (nadat eerst 95 miljoen is ingeschat) ziet er een stuk slechter uit qua prijs dan 90 miljoen vaten per dag aan vraag (nadat eerst 85 miljoen is ingeschat). Volumes zijn belangrijk voor een olieproducent. Maar de prijs: die is véél belangrijker.
3. Een overaanbod aan LNG
Met LNG begint zich steeds meer een wereldwijde markt voor gas te ontwikkelen. Dat opent nieuwe afzetmarkten. LNG heeft echter ook een nadeel: het is duur.
LNG loopt qua cyclus nu achter bij olie. De periode 2015-2020 laat een grote uitbreiding zien van de capaciteit (met name in Australië en de VS). Daarentegen valt de groei van de vraag tegen. Jazeker, de vraag groeit in China. Maar China wedt, in zijn vermindering van focus op kolen, op veel paarden tegelijk (nucleair, renewables, Russisch gas, lokaal schaliegas en, inderdaad, LNG).
Wereldwijd zijn renewables een sterke concurrent voor gas. Veel gas wordt gebruikt om elektriciteit op te wekken en hier komen zon en wind nu serieus van de grond. In zijn algemeenheid heeft de industrie een probleem om gas als transition fuel te verkopen.
Dit alles drukt de prijzen. En over die lage gasprijzen maakt men zich minstens zoveel zorgen als de lage olieprijzen.
De enige plek waar gas het echt goed doet is de VS. Schaliegas heeft hier een grote vlucht genomen. Qua volumes wel te verstaan; niet qua winstgevendheid.
4. De positie van OPEC verzwakt
Budgetproblemen treffen alle OPEC landen. Voor de sterkere onder hen betekent dat dat ze interen op hun financiële reserves. Voor de zwakkere zoals Venezuela is de situatie ronduit dramatisch.
Het vermogen om een tijd van lage olieprijzen zonder al te veel problemen voor de bevolking uit te zingen wordt kleiner (die bevolking is, net als hun materiële behoeften, veelal een stuk groter geworden). De verleiding om zich niet te houden aan productiebeperkingen wordt daarmee groter. Dit kan leiden tot een race naar de bodem die alleen maar verliezers kent.
Voorlopig worden de productiebeperkingen vooral gedragen door Saudi-Arabië. Hoe lang gaat het daarmee door? De jonge de facto machthebber van het land is in staat tot bruuske initiatieven en plotselinge veranderingen van koers. Hoe reageert hij als Rusland zich geleidelijk aan minder aan de afgesproken beperkingen gaat houden?
5. Renewables lijken minder winstgevend
Moeten olie- en gasbedrijven overstappen op renewables? Tot nu toe zijn zij daar slechts in beperkte mate toe bereid. De huidige investeringen van de grote maatschappijen in renewables bedragen ongeveer 2 % van hun totale investeringen. WoodMackenzie’s schatting is dat dit in 2035 op zou kunnen lopen tot 20 %; nog steeds een beperkt gedeelte van hun totale investeringen.
De reden is simpel: de industrie betwijfelt of ze hier serieus geld in kunnen verdienen. Tot nu toe lijkt dat niet het geval te zijn. De huidige investeringen dienen dan ook vooral om te leren, een vinger aan de pols te houden en het imago overeind te houden. De verwachte rendementen zijn lager dan die van hun recent goed gekeurde olie en gas projecten.
De burger mag dat dan misschien betreuren; de aandeelhouder mag blij zijn dat de industrie het rustig aandoet met weinig winstgevende avonturen in renewables.
OPEC versus schalieolie
Gepubliceerd op IEX.nl, 23-06-2017
De OPEC heeft indertijd aangegeven dat zij een aantal doelen wilden bereiken met de huidige productiebeperkingen. Ten eerste wilden zij een eind te maken aan een periode van overaanbod. Daarnaast wilden zij de gestegen olievoorraden terugbrengen naar hun 5 jaarlijks gemiddelde. Tenslotte hoopten zij een voorschot te kunnen nemen op hogere olieprijzen die er, naar hun inschatting, op de langere duur aankomen als gevolg van de lage investeringen van de afgelopen jaren.
Hoe staat het er mee, na de recente verlenging van de beperkingen die begin dit jaar ingingen?
In 2017 groeit het onderaanbod aan olie
Begin dit jaar waren vraag en aanbod dicht bij een evenwicht. De verwachting is dat het onderaanbod gedurende de loop van het jaar geleidelijk zal toenemen. Dat is vooral te danken aan de toenemende vraag (ook dit jaar neemt die weer met ongeveer 1.3 miljoen vaten per dag toe) en de hoge mate waarin men zich aan de productiemaatregelen houdt.
Of, en in welke mate, het onderaanbod in de tweede helft van 2017 zich ook voortzet in 2018 is echter onduidelijk.
De olievoorraden beginnen te dalen
De olievoorraden in de VS of OECD (de meest ontwikkelde landen), waarvoor betrouwbare schattingen beschikbaar zijn, beginnen nu geleidelijk te dalen.
Die daling kwam langzaam op gang. Dat ligt er aan dat veel olieproducerende landen eind vorig jaar, vlak voor de ingang van het akkoord, de kraan nog even zo ver mogelijk opendraaiden. Daarnaast werden, begin van dit jaar, eerst voorraden afgebouwd in de olieproducerende landen zelf. Men hield zich wel aan de productieverlagingen maar die werden niet geheel vertaald in exportverlagingen.
Schattingen wanneer olievoorraden gedaald zijn tot hun 5 jaar gemiddelde lopen meestal uiteen van begin 2018 tot eind 2018 (uitgaande van een handhaving van de beperkingen). Een aantal analisten denkt dat dit ook in 2018 nog niet gehaald wordt. Het duurt allemaal langer dan OPEC lief is. En ook langer dan zij verwacht hadden bij de ingang van het akkoord.
De markten zijn er niet gerust op
De markten zijn er dan ook niet gerust op. Sinds april is er een dalende trend in de olieprijzen. Dat werd in gang gezet door hedge funds die op een gegeven moment hun long posities zijn gaan afbouwen. Maar het heeft wel degelijk fundamentele oorzaken.
Meer VS schalieolie dan verwacht
Uiteraard hadden OPEC en handelaren na het bereiken van het OPEC akkoord (en de daarmee gepaard gaande prijsstijgingen) een toename in de productie van VS schalieolie verwacht. Dat is het probleem niet. Het probleem is dat deze stijging zoveel groter is dan OPEC en veel analisten hadden verwacht.
Aan het begin van dit jaar verwachtte de EIA een gemiddelde VS olieproductie van 9.0 miljoen vaten per dag voor 2017 en van 9.3 miljoen vaten per dag in 2018. Halverwege het jaar zijn deze schattingen al bijgesteld naar respectievelijk 9.3 en 10.0 miljoen vaten per dag.
Daarmee neemt de VS olieproductie dit jaar met ongeveer 1 miljoen vaten per dag toe. En neemt het een groot deel van de ruimte in beslag die ontstaat door de stijgende vraag en de beperkte groei (of zelfs daling) van het olieaanbod buiten OPEC en de VS.
OPEC treft in VS schalieolie een ander soort tegenstander dan conventionele olie. Die laatste deed het in tijden van lage olieprijzen rustig aan met de investeringen tot de rendementen weer hoger waren. VS schalieolie en hun financiers nemen genoegen met lage rendementen. Blijkbaar is er zoveel geld beschikbaar in de VS en de zucht naar een klein beetje rendement zo groot dat men vrolijk doorgaat met hier geld in te pompen. Blijft dit ook zo als de rente in de VS omhoog blijft gaan?
Heeft OPEC een exit strategie?
Net als voor oorlogen geldt ook voor OPEC productiebeperkingen dat het makkelijker is ze te beginnen dan ze te beëindigen. Het is best mogelijk dat OPEC in de loop van 2018 zijn doelen wat betreft de vraag-aanbod situatie en de olievoorraden bereikt. Maar wat dan? Wat is hun exit strategie?
Ze kunnen moeilijk doorgaan met hun productiebeperkingen tot in lengte van dagen. De markt is er bezorgd over dat, als de OPEC in 2018 de beperkingen begint te verminderen, de prijzen zullen dalen.
Voor 2017 is 55 dollar per vat te hoog gegrepen
Voor de korte termijn lijkt duidelijk dat OPEC niet alle 3 doelen tegelijk kan bereiken. Geen overaanbod en voorraden terug naar het 5 jaarlijks gemiddelde is misschien haalbaar maar het valt niet te rijmen met een olieprijs van 55 dollar per vat. Daarvoor groeit VS schalieolie simpelweg te snel bij een dergelijke prijs.
Omgekeerd zagen we in 2016 dat prijzen onder de 40 dollar per vat leidden tot een dalende VS schalieolieproductie. Een gemiddelde prijs van 45-50 dollar voor de tweede helft van 2017 lijkt dan ook het waarschijnlijkst.
Tot welk niveau kan VS schalieolie op de lange duur door blijven groeien? Schattingen van VS schalieolie komen veelal uit op een uiteindelijk plateau van ongeveer 10 miljoen vaten per dag in 2025 (ruwweg een verdubbeling van de huidige productie). Maar eigenlijk weten we dat niet goed; het is onbekend terrein.
Een grotere kans op een low case scenario
Daarnaast is de kans op een low case scenario groter geworden. Wat als dit allemaal te lang gaat duren en OPEC zijn eensgezindheid verliest of als de steun van Rusland wegvalt?
En de kans op een high case scenario? Die mag dan klein zijn, die is niet nul. Er is niet veel reservecapaciteit en onverwachte ontwikkelingen liggen in het Midden Oosten altijd op de loer.
OPEC is terecht gekomen in een uitputtingsslag die nog lang kan gaan duren. Daarbij is een realistische olieprijs vooralsnog die prijs die slechts tot een beperkte mate van groei in de VS schalieolieproductie leidt. Die lijkt op dit moment rond de 45 – 50 dollar per vat te liggen.
Schaliegas blijft groeien
Gepubliceerd op IEX.nl, 15-06-2017
Schaliegas van de grond krijgen in West Europa is een hopeloze zaak. Wereldwijd staan de zaken er echter anders voor. Onconventioneel gas maakt nu ruim 10 % uit van de wereldproductie aan gas. De verwachting is dat dit in 2035 zal zijn opgelopen tot ongeveer 30 % (zie bv de IEA 2016 World Energy Outlook of de BP 2016 Energy Outlook).
In diezelfde tijd verwacht men dat het percentage schalieolie zal oplopen van de huidige 5 % naar ongeveer 10 %. Schaliegas lijkt een grotere concurrent van conventioneel gas dan schalieolie van conventionele olie.
Schaliegas dominant in de VS
Vanwaar deze hoge verwachtingen voor schaliegas? Allereerst een geologisch aspect: gas stroomt beter door slecht reservoirgesteente dan olie. Het winnen van schaliegas mag dan moeilijk zijn; het winnen van schalieolie is technisch gezien een nog hardere noot om te kraken.
Break even kosten voor VS schalieolie liggen nu op ongeveer $ 40 – 50 per vat. Break even kosten voor recent goedgekeurde deepwater projecten in de Golf van Mexico liggen op ongeveer $ 50 per vat. Weliswaar heeft er zich een verschuiving van focus naar schalieolie voorgedaan maar beide takken van de VS olie industrie kunnen vooralsnog naast elkaar blijven voortbestaan.
Voor gas ligt dat anders. Daar liggen de kosten voor schaliegas in de VS nu op ongeveer 3 $/MMBtu. Dat komt overeen met ongeveer 17 dollar per boe (barrel of oil equivalent); een derde van de kosten van olie per eenheid energie. Het is substantieel minder dan de kosten van conventioneel gas in de VS voor nieuwe projecten. Die worden in de VS dan ook al langere tijd nauwelijks meer opgezet.
Schaliegas heeft in de VS de concurrentieslag gewonnen, niet alleen van kolen maar ook van conventioneel gas. De productie ervan zal verder doorgroeien. De productie uit conventionele gasvelden neemt af en de export van LNG komt op gang. De vraag vanuit de industrie neemt toe; geholpen door de lage gasprijzen maakt de petrochemie in de VS een periode van ongekende groei door.
Schaliegas kan groeien in de rest van de wereld
De snelle groei van schalieolie en -gas in de VS is mogelijk gemaakt door een groot aantal factoren zoals een goede kennis van de ondergrond, mineral rights die privé eigendom zijn en financiering tegen relatief lage kosten. Maar het meest essentieel zijn de lage kosten waarvoor men in de VS kan boren en fracken. Hoe verhouden zich die kosten tot de kosten in andere delen van de wereld?
Verschillende maatschappijen hebben een pilot project lopen in de Vaca Muerta in Argentinië. Na een honderdtal putten is de opbrengst per put er al vergelijkbaar met die in de VS. Qua geologie is het zeker zo goed – en mogelijk beter – als de beste gebieden in de VS.
De kosten gaan hier weliswaar omlaag maar zijn er nog steeds ongeveer het dubbele van die in de VS. De huidige break even kosten zijn er ongeveer $ 90 per vat voor olie en $ 7 per MMBtu voor gas. Vergelijken we dat met de huidige olie- en gasprijzen dan blijkt dat voor schaliegas veel beter uit te pakken dan voor schalieolie.
Voor olie wordt de Vaca Muerta pas aantrekkelijk bij substantieel hogere olieprijzen of lagere break even kosten. Maar voor gas ligt dat anders. De kosten liggen er nu al ruim onder de kostprijs van LNG (ongeveer 10-12 $/mmBTU voor nieuwe LNG projecten in de VS en ongeveer 14-16 $/mmBTU voor recente Australische projecten).
Buiten de VS lijkt het business model van schaliegas aantrekkelijker dan dat van schalieolie. Overal waar een markt is en infrastructuur zal het potentieel marktaandeel kunnen wegnemen van LNG. Dat is de achtergrond van de verwachting dat buiten de VS schaliegas sneller zal kunnen groeien dan schalieolie.
COP21 houdt die groei niet tegen
Zullen COP21 en de zorgen over klimaatverandering hier roet in het eten gaan gooien? Naar mijn verwachting niet. Gas is de minst vervuilende fossiele brandstof. Kolen vervangen door gas is een kosten efficiënte manier om emissies op korte termijn naar beneden te krijgen. En de resulterende lage elektriciteitsprijzen in de VS zijn een substantieel voordeel voor hun energie intensieve industrie.
Op de langere termijn kan men in de VS toegroeien naar een elektriciteitsvoorziening die voornamelijk gebaseerd is op schaliegas en renewables (onshore wind en utility scale solar). Het lijkt me geen slecht compromis tussen klimaat, kosten en leveringszekerheid.
In West Europa zal men hier niet aan meedoen. Dat lijkt mij ook terecht: het grootschalig boren en fracken van putten zoals dat in Texas gedaan wordt is moeilijk in te passen in een dichtbevolkt West Europa.
Voor veel landen buiten West Europa zal het echter een dermate aantrekkelijke propositie zijn dat ze die maar al te graag zullen aangrijpen.
Soms lijkt men ervan uit te gaan dat technologische doorbraken in de wereld van energie uitsluitend zijn voorbehouden aan renewables. Dat is niet zo. In 10 jaar tijd steeg het aandeel “new renewables” (wind, zon, biobrandstoffen en aardwarmte) in het wereldwijde energieverbruik naar ongeveer 2,5 %. In diezelfde tijd steeg het aandeel van schalieolie en -gas naar ruim 5 %.
Gas uit Groningen: veiligheid boven alles?
Gepubliceerd op IEX.nl, 1-6-2017
Het is samen met de energietransitie het belangrijkste dossier in de Nederlandse energiewereld: de gasproductie in Groningen en de daaraan gerelateerde aardbevingen. Het heeft tot grote maatschappelijke onrust geleid. De productiebeperkingen voor het Groningen veld droegen in belangrijke mate bij aan de dramatische daling van de Nederlandse aardgasbaten van 15 miljard euro (2013) tot weinig meer dan 2 miljard euro (2016).
Er zijn weinig aardwetenschappers in Nederland die aan dit debat willen (en mogen) deelnemen. Hierbij van mijn kant een voorzichtig begin: zes stellingen over Groningen gas en aardbevingen. Voor meer informatie of referenties verwijs ik naar de sectie over Groningen op mijn blog.
- Er is een grote onzekerheid in de intensiteit van toekomstige aardbevingen
Om dit goed te kunnen voorspellen zouden we een veel completer model van de ondergrond moeten hebben en een veel vollediger kennis van de materiaaleigenschappen. Dat gaat onze mogelijkheden ver te boven.
Onze voorspellingen zijn voor een teleurstellend groot deel gebaseerd op extrapolatie van wat we tot nu toe hebben geobserveerd. Vast staat dat het gedeelte van de energie gerelateerd aan compactie van het gashoudende reservoir dat vrijkomt in de vorm van aardbevingen geleidelijk is toegenomen als functie van de totale compactie (en productie). Of, en voor hoe lang, dat zich voort blijft zetten weten we simpelweg niet. Het is beter die onzekerheid te onderkennen; voor lange tijd is die schromelijk onderschat.
Wel zijn veranderingen in seismische intensiteit tot nu toe geleidelijk gegaan. Dat maakt het zeer waarschijnlijk dat we de Groningen productie op een verantwoorde manier kunnen regelen door de productie aan te passen aan de recent geobserveerde seismische intensiteit. Maar volledige zekerheid biedt het niet.
- De recente productiemaatregelen hebben goed gewerkt
Zij leidden tot een grote vermindering van de seismiciteit. Van 2012 tot 2016 nam het jaarlijks cumulatief seismisch moment (een betere maatstaf voor de seismische intensiteit dan het aantal registreerde aardbevingen) af met meer dan 95 %.
Deze productiemaatregelen bevatten drie componenten:
- een algeheel productie plafond voor het veld.
- een zo constant mogelijke productie door het jaar heen.
- separate productie plafonds voor de gebieden met de meeste seismiciteit (met name het gebied bij Loppersum) wat leidde tot een verschuiving van de productie naar andere gebieden.
Hierbij is de bijdrage van elke afzonderlijke component niet geheel duidelijk. De eerste twee componenten hebben een blijvend effect; de derde heeft (voornamelijk of geheel) een tijdelijk effect. Na verloop van tijd zal de drukafname (en resulterende compactie) op het niveau van het gasreservoir hier weer in de pas beginnen te lopen met die van de rest van het veld (en dat ziet men recentelijk nu ook gebeuren).
- Een gedeelte van de aardgasbaten zou naar Groningen moeten gaan
De huidige onrust in Groningen is niet alleen gerelateerd aan aardbevingen maar ook aan het zich slecht behandeld voelen door de centrale overheid. En daar hebben de Groningers een punt. Zo leerde een analyse van de investeringen van het FES (het fonds voor de infrastructuur waar van 1995 tot 2009 een deel van de Groninger aardgasbaten heen ging) dat bijna 90 % geïnvesteerd werd in de Randstad. Naar de drie Noordelijke provincies tezamen ging slechts 1 %.
In het algemeen lijkt het me goed dat de opbrengsten van bodemschatten naar de staatskas gaan. Maar voor dit specifieke geval (een totale opbrengst van ongeveer 300 miljard euro voor het land gepaard gaande met substantiële zorgen en lasten en voor de locale regio) lijkt het me niet rechtvaardig.
- Het merendeel van de recente claims betreft schade die niet aan aardbevingen gerelateerd is
Het percentage schademeldingen dat beoordeeld is als zijnde niet gerelateerd aan aardbevingen is door de jaren heen gestegen, van ongeveer 20 % in 2012 tot 80 % in eind 2015.
Dat is consistent met een aantal andere observaties:
– Van 2012 tot 2015 nam het cumulatief seismische moment (per jaar) af met een factor 5. De hoeveelheid claims nam echter toe met een factor 5.
– Bij de 2012 Huizinge beving was er een duidelijke correlatie tussen de afstand tot de beving (of meer exact: de maximale grondversnelling) en het percentage huizen met een schadeclaim. Voor meer recente bevingen, zoals de 2015 Hellum beving, is een dergelijke correlatie niet of nauwelijks aanwezig.
– Een substantieel deel van de recente claims komt uit gebieden met minimale grondversnellingen (en waar versnellingen ten gevolge van verkeer of bouwactiviteiten hoger zijn dan die gerelateerd aan aardbevingen).
Zowel de NAM als de overheid zijn zich hiervan terdege bewust. Toch durft men dat in het huidige klimaat niet of nauwelijks hardop te zeggen. Dat helpt de Groningers niet. Het evalueren van grote aantallen claims uit gebieden waar de kans op schade nihil is houdt een grote inspanning in. De kosten van het evalueren zijn ondertussen groter dan de kosten van het versterken van huizen en het compenseren van schade. Dat geld had beter besteed kunnen worden aan het efficiënter en ruimhartiger omgaan met de claims uit de kerngebieden waar wel degelijk sprake is van schade.
- De maatschappelijke onrust wordt bepaald door het gevoel van onzekerheid en de perceptie van het risico.
Aan gasproductie gerelateerde aardbevingen komen ook in het Noorden van Duitsland voor. De beving met de met afstand grootste magnitude (Rotenburg, magnitude 4.5) vond in Duitsland plaats (ter vergelijking: de zwaarste Nederlandse beving in Huizinge had een magnitude van 3.6).
Nu zal de bodemgesteldheid in Duitsland over het algemeen leiden tot lagere oppervlakte acceleraties (bepalend voor de schade) voor een gegeven magnitude. Ook zijn de aardbevingen in Duitsland meer verspreid (vergelijkbaar met die bij de Nederlandse kleinere gasvelden). Toch blijft het frappant dat deze forse bevingen in Duitsland nauwelijks tot ongerustheid geleid hebben. In Duitsland is men daarentegen weer zeer bezorgd over de mogelijke kankerverwekkendheid van olie- en gaswinning; een discussie die in Nederland weer totaal niet speelt.
De schade in Groningen valt niet te vergelijken met die van de 1992 Roermond aardbeving. Hierbij viel er ook een aantal gewonden (aan de Duitse kant van de grens) toen mensen die hun huis uit renden geraakt werden door vallende stenen en dakpannen. De maximale potentiële magnitude van aardbevingen in Limburg wordt geschat op 6,5 tot 7. Toch leidt dit niet tot ongerustheid. Zijn aardbevingen door natuurlijke oorzaken zoveel makkelijker te accepteren?
- Het uitbannen van elk risico is niet mogelijk. En daar moet men ook niet naar streven.
Op allerlei manieren lopen wij risico’s. Overstromingen zijn voor Nederlanders een risico. Toch verhogen wij de dijken niet tot een niveau van absolute zekerheid. Mensen die dicht bij Schiphol wonen lopen een risico. Toch gaat Schiphol niet dicht. In de praktijk worden al dit soort issues onderworpen aan een kosten baten analyse.
Ook beslissingen over Groningen zouden gemaakt moeten worden op basis van een kosten baten analyse, zoals voorgesteld door de Nijmeegse hoogleraar Ira Helsloot. Een halvering van de huidige productie tot 12 miljard kubieke meter per jaar, zoals nu door een aantal politieke partijen voorgesteld, zal de staat wederom miljarden euro’s gaan kosten. Staat dit nog in verhouding met de risico’s die nu gelopen worden? Ter vergelijking: een investering van 120 miljoen euro in de Groningse provinciale wegen leidt naar schatting van de ANWB tot een vermindering van het aantal verkeersdoden en gewonden met ongeveer 800 over een periode van 20 jaar.
De raad voor de Veiligheid concludeerde indertijd dat veiligheid nauwelijks een rol speelde in de besluitvorming rond de gaswinning in Groningen. Maar nu lopen we het risico dat de wijzer doorslaat naar de andere kant: dat veiligheid hier moet worden verkregen tot elke prijs.
Saoedi-Arabië’s veranderende oliepolitiek
Gepubliceerd op IEX.nl, 19-5-2017
Op 25 mei komt de OPEC bijeen voor haar halfjaarlijkse vergadering. De algemene verwachting is dat de huidige productiebeperkingen dan worden gecontinueerd.
Door de jaren heen is de koers van OPEC vooral bepaald door Saoedi-Arabië. Dat land wordt nu geconfronteerd met een veranderende wereld. Schalieolie uit de VS drukt de olieprijzen. In de regio heeft Iran aan invloed gewonnen. Maar de grootste uitdagingen zijn intern: hoe gaat het land om met een snel groeiende bevolking en een hoge werkloosheid? Hoe hervormingen in gang te zetten op politiek en economisch gebied zonder af te glijden naar instabiliteit of chaos? Het recente boek van Paul Aarts en Carolien Roelants geeft een treffend overzicht van die uitdagingen.
De macht in Saoedi-Arabië ligt bij het regerend koningshuis van de Al-Saud (het land is naar het koningshuis genoemd; niet omgekeerd). Gedurende lange tijd genoten de technocraten binnen het ministerie van olie en Saudi Aramco echter een relatief grote vrijheid. Is dat nog steeds het geval? Wat voor invloed heeft de veranderende wereld op Saoedi-Arabië’s oliepolitiek?
Maximaliseren van de olieopbrengsten
Het belangrijkste doel van Saoedi-Arabië’s oliepolitiek was lange tijd het maximaliseren van de opbrengsten van hun olie op de lange termijn.
Daarbij konden zij opereren vanuit een sterke positie die hun een dominante invloed binnen OPEC gaf en een relatief grote invloed op de olieprijs:
- Zij bezitten de grootste olie reserves (die tegen lage kosten geproduceerd kunnen worden).
- Het is het enige land dat steeds een substantiële reserve capaciteit heeft aangehouden.
- Met een relatief kleine bevolking en grote financiële reserves konden zij indien nodig een aantal jaren van lage olieprijzen goed doorstaan.
- Iran en Irak, mogelijke concurrenten voor hun dominante positie binnen OPEC, stonden decennia lang aan de zijlijn.
Zij kunnen de prijs beïnvloeden maar niet bepalen
Dat zij daarbij de olieprijs konden beïnvloeden betekende nog niet dat zij die konden bepalen. Een langdurige periode van te hoge prijzen leidt onvermijdelijk tot een overaanbod en prijscorrectie.
Voor Saoedi-Arabië werd dit maar al te duidelijk in de periode 1979-1985. Na de tweede oliecrisis in 1979 probeerden zij de gestegen olieprijzen op een te hoog niveau vast te houden. Daartoe moesten zij hun productie steeds verder terugschroeven (van 10 tot uiteindelijk niet meer dan 2,5 miljoen vaten per dag) totdat zij in 1985 de handdoek in de ring wierpen. Het werd gevolgd door een langdurige periode van relatief lage prijzen voordat de markt weer enigszins in evenwicht was. Het was een harde les die Ali al-Naimi (tot 2016 de olieminister van het land) nooit is vergeten.
Het aanpassen van hun productie werd hierna beperkt tot korte periodes die gerelateerd waren aan een tijdelijke crisis (en niet aan een meer structureel over- of onderaanbod). Een voorbeeld hiervan was het terugschroeven van de productie tijdens de economische crisis van 2008.
2014: een continuering van hun lange termijn oliepolitiek
Saoedi-Arabië’s beslissing om in 2014 hun productie niet terug te schroeven (met een langdurige periode van overaanbod in het vooruitzicht) was een continuering van deze politiek. VS schalieolieproductie bleef maar doorstijgen. Daarnaast begon er veel nieuwe conventionele olie op de markt te komen (ten gevolge van alle projecten die opgezet waren in de voorafgaande jaren met een hoge olieprijs). Kunstmatig de prijzen hoog houden door de productie terug te schroeven zou vechten tegen de bierkaai zijn geweest en een herhaling van de vroege jaren 80 uit de vorige eeuw.
Die politiek heeft tot op zekere hoogte gewerkt. Zij hebben het beste gemaakt van een moeilijke situatie. De afgelopen drie jaar is de groei van VS schalieolie afgeremd. Het opzetten van nieuwe conventionele olieprojecten is na 2014 drastisch verminderd (al zal dit, door de lange cycle time van conventionele olie, pas rond 2020 volledig effect hebben). Of dat voldoende is om nu al weer met beperkte productieverlagingen een begin van hogere olieprijzen in gang te zetten valt echter nog te bezien.
2017: een minder dominante positie binnen OPEC
Duidelijk is dat Saoedi-Arabië zich nu in een veel moeilijker positie bevindt:
- Iran en Irak zijn terug op het OPEC toneel. Ook zij hebben het potentieel om op termijn veel meer te produceren dan zij nu doen. Saoedi-Arabië’s dominante positie binnen OPEC is verminderd.
- Er is meer geld nodig dan vroeger om de snel groeiende bevolking tevreden te houden.
- VS schalieolie beperkt het opwaarts potentieel voor de olieprijs. Het brengt de VS dicht bij energy independence en vermindert het voor hen de noodzaak om de veiligheid van Saoedi-Arabië te garanderen of hen te steunen in hun machtsstrijd met Iran.
Interne machtsstrijd
Maar bovenal: met de interne politieke stabiliteit van vroeger is het gedaan. Aan de lange periode van regeringen door steeds jongere zonen van Ibn Saud komt een einde; de huidige koning Salman zal de laatste zijn. Hij is de 80 gepasseerd en heeft zijn favoriete zoon, de 31 jarige Mohammed bin Salman (algemeen bekend als MBS) tot de factor heerser van het land gemaakt en tot tweede, plaatsvervangend, kroonprins benoemd. Dat heeft de condities geschapen voor een interne machtsstrijd met de officiële, eerste, kroonprins (zie bij voorbeeld een recent artikel van Cyril Widdershoven).
In een uitgelekt rapport beschreef de Duitse inlichtingendienst MBS als een politieke gokker die de Arabische wereld destabiliseert. Hij zette een militaire interventie in Jemen in gang waarvan nu duidelijk wordt dat het makkelijker was die te beginnen dan te beëindigen. Zijn blauwdruk voor de toekomst van het land (Vision 2030) staat vol met ambitieuze doelen (zoals het opzetten van een high-tech wapenindustrie of de transitie van Saoedi-Arabië tot een aantrekkelijke bestemming voor toerisme) zonder daarbij een realistisch pad uit te stippelen om die doelen ook te bereiken. Een begin maken met hervormingen in het onderwijs (waar religieuze fundamentalisten veel invloed hebben) of de positie van vrouwen zou zoveel zinvoller zijn.
Politieke overwegingen spelen een grotere rol
Voor alles is MBS er nu op uit om zijn machtsbasis zo snel mogelijk te verstevigen. Hij was het die, tezamen met Vladimir Putin, het OPEC akkoord in december 2016 erdoor drukte. Beiden hebben daarbij een intern politiek belang: de economische problemen voor hun bevolking op de korte termijn te beperken om zodoende hun machtpositie te versterken. Het verkopen van 5 % van Saudi Aramco moet ook in dat licht gezien worden: het is een middel om snel geld op te halen door wat tafelzilver te verkopen.
Hoe goed dit voor Saoedi-Arabië uitpakt valt te bezien. Zij nemen een relatief groot deel van de productiebeperkingen voor hun rekening. Het een voorschot willen nemen op een naderende verbeterde vraag en aanbod situatie voor olie is een riskante strategie.
De oude vos al-Naimi was graag nog een jaartje doorgegaan met het uitroken van VS schalieolie en non-OPEC conventionele olie. Een begin van hogere olieprijzen had dan een jaar langer geduurd. Maar het had dan op een steviger fundament gestaan dan nu het geval is.
De krimpende wereld van de majors
Gepubliceerd op IEX.nl, 8-5-2017
Volgens velen hebben de majors (de Shell’s en ExxonMobil’s van deze wereld) een probleem. NGO’s verwachten dat de vraag naar olie en gas zal gaan dalen. Verander je business model of verdwijn is hun boodschap. Financiële analisten wijzen op hoge kosten en blijvend lagere olieprijzen. Hoe houdbaar is dat hoge dividend?
Hoe kijkt de oliewereld zelf tegen de majors aan?
Geen kennisvoorsprong meer
De majors hebben hun voorsprong in technische kennis op andere spelers in de olie en gas wereld allang verloren. NOC’s zoals Saudi Aramco of Petrobras doen zeker niet voor hun onder. De service companies (Schlumberger, Halliburton), werkend voor vele grote en kleine oliebedrijven, hebben de schaalgrootte om kennis, software en tools te ontwikkelen die superieur is aan die van de majors.
De majors richten zich steeds meer op gas en met name LNG. Het vinden van nieuwe gasvelden is makkelijker dan het vinden van nieuwe olievelden. Het lijkt een riskante strategie. LNG heeft, door zijn hoge kosten, problemen om te concurreren met andere energiebronnen. De overcapaciteit in de LNG markt gaat nog jaren duren. Het verkopen van gas als tijdelijke oplossing in de energietransitie lukt tot nu toe maar matig.
Niche players spelen een grotere rol
De majors hebben moeite met het vinden van nieuwe reserves. Olie in het algemeen raakt niet op. Maar de makkelijk te vinden en goedkoop te ontwikkelen olie (buiten het Midden Oosten) raakt wel degelijk steeds meer op. Toch is dat niet het hele verhaal. De track record in exploratie van de majors blijft achter bij die van kleinere, zich meer op exploratie concentrerende bedrijven als Lundin, Anadarko en Tullow. Het lijkt erop dat gespecialiseerde exploratiegeologen beter floreren in kleinere bedrijven dan in grotere, meer bureaucratische, bedrijven die hun geologen om de paar jaar overplaatsen.
De majors hebben moeite met de concurrentieslag in de VS schalieolieindustrie. Hierbij gaat het om standaardisatie en een hoge mate van efficiëntie. Het zo goedkoop mogelijk boren en fracken van grote aantallen putten is een andere wereld dan het opzetten van complexe en unieke projecten waar de majors goed in zijn. Waar zij actief zijn in VS schalieolie liggen hun breakeven kosten tot nu toe boven die van de gespecialiseerde bedrijven.
Ook op andere terreinen knabbelen niche players aan het rijk van de majors. Zo zijn er gespecialiseerde end of field life operators die zich toeleggen op het produceren van oudere olievelden met minimale kosten. Of bedrijven die zich specialiseren in oliezanden. Op zich hoeft de opkomst van de niche players geen probleem te zijn. Misschien is het voor de financiële performance van de majors wel beter geweest dat zij zich beperkten tot de meer winstgevende takken van de olie en gas industrie. Maar dat in veel niches de gespecialiseerde bedrijven het beter doen dan de majors, en dat er steeds meer van die niches lijken te komen, baart zorgen.
Financieel nog steeds sterk
In veel gebieden waar zij opereren zijn de majors al decennia lang actief. Zij waren het die er in een vroeg stadium de grootste olievelden vonden en vaak nog steeds opereren (tegen soms nog steeds relatief gunstige voorwaarden). Daarmee hebben ze een voorsprong op spelers die pas recent actief werden.
Gedurende de laatste decennia investeerden de majors (in vergelijking met de kleinere bedrijven) relatief veel in deze bestaande velden (en relatief weinig in exploratie). Simpelweg omdat het hen een groter rendement bracht. Het heeft hen lange tijd een financieel duwtje in de rug gegeven.
De financiële sterkte van de majors is veel groter dan die van hun kleinere concurrenten. Daarnaast houden hun downstream en trading activiteiten de winst enigszins op peil in tijden van lage olieprijzen.
De majors zijn als enige in staat om grote en complexe projecten van de grond te krijgen (deepwater developments, floating LNG, gas to liquids). De scope voor dat soort projecten mag nu dan minder zijn; verdwenen is die niet.
De niche players mogen dan wel groeien, maar hebben ze daar veel geld mee verdiend? De VS schalie industrie mag dan een technisch succes zijn; veel winst is er tot nu toe niet gemaakt. De aandelenkoersen van exploratie niche players als Tullow gingen afgelopen jaren door diepe dalen. Hun meer rigoureuze procedures voor investeringen hebben misschien geleid tot het missen van opportunities voor de majors. Maar het heeft goed uitgepakt voor hun financiële performance en hun aandelen deden het in de laatste downturn veelal beter dan die van hun kleinere concurrenten.
Een winstgevende sunset industry
Hoe de winstgevendheid op peil te houden in deze veranderende tijden? Een terugkeer naar de wereld van olieprijzen boven de 100 dollar per vat lijkt er niet (en misschien wel nooit) meer in te zitten. Dus zullen de kosten omlaag moeten. En dat gaan zij ook. Aan lagere breakeven kosten voor bv deepwater projecten is de laatste 2 jaar hard gewerkt en zij beginnen nu de breakeven kosten van VS schalieolie enigszins te benaderen.
Maar misschien is het belangrijkste antwoord van de majors wel een verandering van focus. Waarbij de nadruk minder ligt op groei en meer op lage kosten, winstgevendheid en kortere terugverdientijden. Geen kostenoverschrijdende mastodonten meer als Kashagan en Gorgon. Tenzij er door hen serieus geld in verdiend kan worden (en dat is tot nu toe niet het geval) beperken zij de uitstapjes in renewables tot het noodzakelijke minimum om een teen in het water te steken en het imago enigszins op peil te houden.
Zij accepteren een lagere groei, en op termijn misschien wel krimp, van olie en gas. Maar zelfs voor de scenario’s waarbij we de opwarming van de aarde tot 2 graden beperken, wordt er over 25 jaar nog heel veel olie en gas gebruikt.
Een winstgevende sunset industry? Voor een aandeelhouder hoeft daar niets mis mee te zijn!
Olieprijzen: de moeizame weg omhoog
Gepubliceerd op IEX.nl, 26-4-2017
Al de korte termijn ruis door het handelen van hedge funds doet ons soms anders vermoeden maar op de lange termijn wordt de olieprijs toch echt bepaald door vraag en aanbod. Om die goed te kunnen inschatten zijn nauwkeurige schattingen van olievoorraden essentieel.
En daarbij is er een dilemma. De markt naar olie is een wereldwijde markt. Maar nauwkeurige en up-to-date data over voorraden zijn er alleen in de VS. Daar heeft de overheid in de jaren 70 van de vorige eeuw (na de eerste oliecrisis) de EIA opgezet die tot op de dag van vandaag rapporten aflevert die iedereen nauwlettend in de gaten houdt. Voor andere ontwikkelde landen zijn schattingen onzekerder (de IEA rapporten uit Parijs zijn maandelijks en minder nauwkeurig). Om nog maar te zwijgen over de landen buiten de OECD (die deze data vaak als confidentieel beschouwen).
De vraag is echter in hoeverre de ontwikkelingen in de VS olievoorraden een goede indicatie zijn voor de ontwikkelingen in de wereldwijde voorraden. Dat lijkt door de jaren heen steeds minder het geval te worden.
Stijgende VS olie voorraden
Gedurende de laatste weken rapporteerde de EIA relatief kleine dalingen in de VS olievoorraden die zich op een record niveau van ruim 530 miljoen vaten bevinden. Dat is zo’n 30 miljoen vaten hoger dan een jaar geleden om deze tijd.
Tot nu toe lijkt de invloed van de OPEC productiebeperkingen op de VS voorraden minimaal te zijn. Het heeft er toe geleid dat de olieprijzen moeite hebben om boven de 50 tot 55 dollar per vat uit komen. Eerst zien en dan geloven denkt de markt.
Dalende voorraden in de rest van de wereld
Oliehandelaren richten zich steeds meer op recente start-ups die met nieuwe technologieën een beter beeld proberen te krijgen van wereldwijde olievoorraden en transporten. Satellite tracking van tankers speelt daarbij een belangrijke rol.
Op basis van een analyse van een van deze start-ups (Vortexa) schreef de Financial Times recentelijk dat de hoeveelheid olie in supertankers (hetzij varend, hetzij in opslag) sinds begin dit jaar met 16 procent verminderd is.
Olievoorraden in de Caribbean zijn sinds februari met ongeveer 10 procent verminderd. Het lijkt er op dat wereldwijd olie zich nu verplaatst van niet of slecht gerapporteerde olievoorraden in olieproducerende landen, op supertankers of in opslagplaatsen in de Caribbean of Zuid Afrika naar de grote raffinaderij locaties (waar wel goed gerapporteerd wordt).
OPEC productiebeperkingen
De OPEC productiebeperkingen beginnen dus de wereldwijde voorraden te beïnvloeden. Maar nog niet de meest zichtbare en nauwkeurig bekende VS olievoorraden. En die productiebeperkingen lijken er wel degelijk te zijn; in een welhaast verbazend grote mate.
Binnen OPEC is de mate waaraan men zich aan de afgesproken beperkingen houdt gestegen tot dicht bij de 100 %. Buiten OPEC is dat gestegen tot 60 a 70 %. Zelfs Rusland lijkt zich aan de afspraken te houden. Niet dat ze daar veel moeite voor hoeven te doen; de Russische productie heeft altijd de neiging aan het einde van de winter in te zakken.
Als gevolg daarvan verwacht de IEA nu dat in Q2 2017 het wereldwijde aanbod met bijna 1 mb/d zal achterblijven bij de vraag (uitgaande van een continuering van de huidige OPEC afspraken).
OPEC zal zijn beperkingen continueren
Naar mijn inschatting maskeren de tot nu toe hardnekkig hoog blijvende voorraden in de VS de verminderende voorraden in de rest van de wereld (al is dat tot nu slechts een aarzelend begin).
En met alle onzekerheden voor de olieprijs (relatief kleine tekorten of overschotten kunnen grote gevolgen hebben voor de prijs) lijkt mij het volgende het meest waarschijnlijke scenario voor de komende tijd:
- De OPEC continueert op de 25 mei meeting de huidige beperkingen. Wie A zegt moet B zeggen. Nu er mee stoppen betekent, naast een forse val van de olieprijs, een groot verlies aan invloed en geloofwaardigheid. Ooit zullen de notoire free riders zoals Rusland de kop opsteken en leiden tot frustratie bij het land dat opdraait voor de grootste beperkingen (Saudi Arabië), maar dat moment lijkt nog niet aangebroken.
- De transitie van overaanbod naar onderaanbod wordt geleidelijk aan steeds duidelijker en komt uiteindelijk ook tot uitdrukking in de VS voorraden.
- Waarmee de deur openstaat voor een geleidelijke en beperkte stijging van de olieprijs (de gemiddelde verwachting van experts: 60 dollar in 2018; 70 dollar in 2020). Maar dat zal voorlopig een moeizame weg omhoog zijn.
Uit allerlei hoeken en gaten komt opgeslagen olie nu tevoorschijn. Dat betekent dat het weer in evenwicht komen van de markt langer gaat duren. Maar dat betekent niet dat dat evenwicht er niet komt.
Reuzen op lemen voeten
Gepubliceerd op IEX.nl, 19-4-2017
Zo’n 15 jaar geleden werkte ik voor Shell in Gabon in Centraal Afrika. Mijn kinderen groeiden er op aan de oevers van het meer van Yenzi in een wereld van lagunes en ongerept regenwoud. Tot op de dag van vandaag mis ik de warmte van Afrika – de menselijke warmte wel te verstaan.
Tegen het einde van mijn posting in Gabon zagen we daar een nieuw oliebedrijf verschijnen: Sinopec. Wat moesten we daar van denken? Hoe konden we de verhalen dat China de wereld ging veroveren rijmen met deze kleine venture die moeite had zijn weg te vinden in een voor hun totaal nieuwe omgeving?
Vijftien jaar later zijn de Chinese NOC’s (national oil companies) niet langer bezig met de kruimels die de majors hebben laten liggen. Zij zijn wereldwijd grootscheeps op het overnamepad gegaan. Hoe succesvol zijn deze investeringen buiten China geweest? Zijn het gevaarlijke concurrenten geworden van de majors?
Machtige bedrijven, beperkt toezicht
De drie grote Chinese NOC’s, CNPC, Sinopec en CNOOC, zijn in meerderheid eigendom van de Chinese overheid. Twee van hen (CNPC en Sinopec) waren oorspronkelijk ministeries die getransformeerd zijn tot oliebedrijven. Een ministerie van energie is daar nooit voor in de plaats gekomen en tot op de dag van vandaag is de mate van toezicht relatief beperkt.
Wel heeft het top management van deze bedrijven twee petten op: aan de ene kant leiden zij een commercieel bedrijf, aan de andere kant behoren zij tot het hogere kader van de partij. De ondoorzichtige manier van werken en overnemen van andere bedrijven heeft een situatie gecreëerd waarin grootschalige corruptie mogelijk is.
In tegenstelling tot bij voorbeeld Japan is er in China zelf een grote eigen olieproductie. Het grootste veld, Daqing, heeft zo’n 10 miljard vaten geproduceerd. Het enigszins op peil houden van de productie in deze oudere velden vergt een grote inspanning en is relatief kostbaar. Het is de core competency van bedrijven als CNPC.
Grote investeringen buiten China
De grote Chinese olievelden zijn gevonden tussen 1950 en 1970. Ondanks grote inspanningen op het gebied van exploratie zijn er na 1990 alleen maar relatief kleine nieuwe velden bijgekomen. In 1993 haalde de binnenlandse consumptie de binnenlandse productie in. Sinds die tijd is de productie (met veel inspanning) vrij constant gebleven; de consumptie is echter geëxplodeerd. De grote afhankelijkheid van olie importen is een belangrijke issue voor de Chinese overheid.
Het begin van de jaren 90 was ook de tijd van grote economische hervormingen in China. Het concept van “going out” (zou chuqu), het investeren in het buitenland om toegang te verkrijgen tot buitenlandse markten, grondstoffen en technologie, maakte hier deel van uit. Deze politiek maakte het mogelijk voor de Chinese NOC’s om in het buitenland te gaan investeren. Het gedeeltelijk vrijgeven van binnenlandse olieprijzen gaf hen daartoe de financiële middelen.
In het begin beperkten deze investeringen buiten China zich tot landen die voor de westerse oliemaatschappijen “off limits” waren. Het meest bekende voorbeeld is Zuid Soedan waar men in snel tempo een aantal olievelden ontwikkelde die gevonden waren door Chevron. Hoewel een technisch succesverhaal spelen de negatieve gevolgen voor het imago van China tot op de dag van vandaag.
De grote explosie van buitenlandse investeringen en overnames vond plaats in de periode van 2009 tot 2014. Er werd voor meer dan 120 miljard dollar geïnvesteerd op alle continenten in een veelheid van assets (onshore, deepwater, shallow water, schalie olie, oliezanden, LNG, etc). Bekende overnames uit deze tijd waren Nexen (Noordzee en Canadese oliezanden), Addax (Africa) en Talisman.
Hoe succesvol?
Twintig jaar van buitenlandse investeringen heeft er toe geleid dat ongeveer 30 % van de olieproductie van Chinese NOC’s nu uit het buitenland komt. Maar verder? Een succesverhaal heeft meer nodig dan alleen maar groei.
Als het om de zekerheid van de energieproductie gaat draagt de productie buiten China daar nauwelijks toe bij. Die wordt namelijk gewoon op de wereldwijde markten verhandeld. Controle over de straat van Malacca bij Singapore (waardoor 80 % van de Chinese olieimport gaat) is hiervoor veel belangrijker.
Wat betreft technische vaardigheden: investeringen zijn vooral gedaan als non operating partners of door overnames van bedrijven die autonoom blijven opereren. Het heeft er niet toe geleid dat de Chinese NOC’s wereldwijd opereren (in bij voorbeeld deepwater velden) zoals de westerse majors dat doen. De toename van hun technische vaardigheden als operator lijkt beperkt.
Slechte financiële resultaten
Maar het grootste probleem lijken de slechte financiële resultaten van hun investeringen buiten China te zijn. Hieraan liggen een aantal zaken ten grondslag.
De meeste investeringen werden gedaan in de hoge olieprijs wereld van 2009 tot 2014 toen overnames relatief duur waren. Daarbij werd er vooral geïnvesteerd in velden met relatief hoge kosten zoals Noordzee velden (Nexen, Talisman UK) en Canadese oliezanden waar westerse bedrijven een minder rooskleurige toekomst op de lange termijn voorzagen.
Daarnaast werd er hierbij systematisch teveel betaald. Zo waren de premies die voor beursgenoteerde bedrijven als Addax en Nexen betaald werden van respectievelijk 47 en 60 %, substantieel hoger dan de gemiddelde premie van ongeveer ongeveer 30 – 40 % in de sector. Binnen de industrie werd algemeen aangenomen dat een overname strijd met de Chinezen niet te winnen viel.
Gered door de “firma China”
Een westers bedrijf met een dergelijke track record van overnames zou een probleem hebben. Zo niet de Chinese NOC’s; voor hen zijn de regels van het spel anders. Hun groei is mogelijk gemaakt door schulden bij Chinese banken die hen niet zullen laten vallen. Veel Chinese spaarders hebben geen alternatieven voor hun spaargeld. Aan hen zal ooit de rekening gepresenteerd worden.
Chinese NOC’s kan men niet op zichzelf beschouwen; zij maken deel uit van de “firma China”. En hier wringt de schoen, althans op de lange termijn. Hoe lang kan China er mee doorgaan om slecht presterende staatsbedrijven te steunen? Er komt een moment dat het pompen van meer geld in verliesmakende projecten moet stoppen.
Op dit moment groeit de totale Chinese schuld drie keer zo snel als de economie. Op de lange duur valt die situatie niet te handhaven. Met een toename van problematische leningen is de vraag niet of, maar wanneer en in welke mate er een Chinese schulden crisis zal plaatsvinden. Chinezen die daartoe de mogelijkheid hebben sluizen hun geld zoveel mogelijk naar het buitenland.
Chinese NOC’s zijn reuzen op lemen voeten omdat zij deel uitmaken van een nog grotere reus – evenzeer op lemen voeten.
Olie in 2025
Gepubliceerd op IEX.nl, 23-3-2017
De lage olieprijzen leidden tot een aantal moeilijke jaren voor de olie-industrie. Het resulteerde in grote verminderingen van de investeringen. Maar er is ook nog iets anders aan de hand: er vinden behoorlijke verschuivingen plaats in de gebieden waar men investeert.
In deze column wil ik kijken naar de break-even kosten voor verschillende gebieden. Want het zijn die break-even kosten die voor een groot deel bepalen waar oliemaatschappijen nu en in de komende jaren gaan investeren. En waar nieuwe olie in 2025 vandaan komt.
Break-even kosten voor nieuwe olievelden.
Als basis wil ik een global cost curve gebruiken uit een recente studie van Wood Mackenzie. De verticale as laat de range van break-even kosten zien voor de verschillende, nog niet goedgekeurde, projecten voor een aantal gebieden. De horizontale as geeft een schatting van de productie van deze gebieden in 2025.
Vergeleken met een soortgelijke analyse uit 2014 zijn er twee markante ontwikkelingen. Ten eerste zijn de gemiddelde break-even kosten substantieel gedaald; van ongeveer $ 70 per vat in 2014 naar de huidige $ 50 per vat. Ten tweede hebben verreweg de grootste kostenbesparingen plaats gevonden voor schalieolie in de VS.
Ten gevolge hiervan is VS schalieolie opgeschoven naar de linker (goedkopere en meer aantrekkelijke) kant van de global cost curve. Er zal dan ook naar verwachting meer worden geïnvesteerd in VS schalieolie. Het aandeel van VS schalieolie in de totale geschatte hoeveelheid nieuwe olie in 2025 is gestegen van ongeveer 40 naar 55 %.
De winnaar: VS schalieolie (Permian)
Gedurende de strijd om te overleven heeft de Amerikaanse schalieolie-industrie zich de afgelopen jaren steeds meer geconcentreerd op de gebieden met de laagste break-even kosten. De Permian in West Texas is daarbij als de meest succesvolle play boven komen drijven (zoals de Marcellus in Pennsylvania de dominante play is geworden voor VS schaliegas).
Break-even kosten voor de beste gedeeltes van de Permian zijn gedaald tot zo’n 30 tot 40 dollar per vat. Het is de enige VS schalieolie play waarvoor de productie de afgelopen twee jaar niet verminderd is. De recente toename van de hoeveelheid actieve boortorens in de VS is vrijwel in zijn geheel op het conto van de Permian te schrijven.
Is het kostenvoordeel voor VS schalieolie blijvend?
Een van de dingen die men zich op dit moment afvraagt in de olie-industrie is of het huidige kostenvoordeel van de Permian ten opzichte van andere gebieden blijvend zal zijn. Deze strijd voor de laagste kosten lijkt nog niet beslist te zijn:
- Aan de ene kant wordt gesteld dat de grote verlaging in kosten voor VS schalieolie gerelateerd is aan de grote verlaging in activiteiten (investeringen in conventionele olie verminderden met een derde; investeringen in VS schalieolie met wel twee derde). Als de activiteiten weer aantrekken zullen de kosten weer omhoog gaan (maar met hoeveel?).
- Aan de andere kant: de track record voor kostenverminderingen in de VS schalieolie-industrie over de laatste 10 jaar is zonder meer indrukwekkend. Zal het in de rest van de wereld ooit lukken om in de buurt te komen? Het potentieel voor kostenverlagingen is er wel maar vinden ze ook daadwerkelijk plaats?
De middenmoot: deepwater (Brazilië)
Van alle deepwater gebieden lijkt Brazilië de laagste break-even kosten te hebben (ongeveer 45 dollar per vat). De gigantisch grote volumes die hier gevonden zijn in de pre salt zorgen voor economies of scale. Daarnaast helpt de relatief hoge productie per put. Een veld als Libra is met afstand de grootste discovery wereldwijd van de laatste 10 jaar met geschatte reserves van ongeveer 8 miljard barrel. De totale hoeveelheid olie die gewonnen kan worden in de pre salt is opgelopen tot ongeveer 30 miljard barrel.
Hoe moeilijk Brazilië ook mag zijn als een land om in te opereren, de technische capaciteiten van Petrobras in deepwater staan niet ter discussie. Wat zal helpen is als relatief strenge regels zoals die voor local content worden aangepast – en daar ziet het nu naar uit. Deepwater productie (pre salt) neemt naar verwachting toe van de huidige 1 tot ongeveer 2,5 miljoen barrels per dag. Het is hier dat de grootste stijging van deepwater productie de komende jaren zal plaatsvinden.
De verliezers
Afrika deepwater. Deepwater Nigeria en Angola hebben het een stuk moeilijker met break-even kosten tussen de 60 en 75 dollar per vat. Nieuwe mogelijke deepwater projecten worden hier dan ook niet of nauwelijks meer goedgekeurd. Dat leidt er toe dat de productie van W. Afrika deepwater tot 2025 ongeveer gelijk zal blijven. Mogelijk dat op de langere termijn regeringen zich hier genoodzaakt zien om betere voorwaarden te scheppen.
Oliezanden. Ook nieuwe projecten in Canadese oliezanden worden al een tijd lang niet meer opgezet. Met break-even kosten in het midden van de global cost curve spelen er ook andere zaken mee. Deze projecten hebben een bijzonder lange terugverdientijd van tientallen jaren. In de huidige wereld is er een tendens naar projecten met een kortere terugverdientijd. Daarnaast is men niet altijd verzekerd van goedkoop transport via pijpleidingen en is de winning van olie uit oliezanden meer belastend voor het milieu.
Keuzes voor oliemaatschappijen
Oliebedrijven maken op basis van break-even kosten en hun inschatting van hun sterke en zwakke kanten verschillende keuzes. Zo besloot ConocoPhillips, een Amerikaanse independent, zich geheel te gaan terugtrekken uit deepwater en zich meer te concentreren op schalieolie. Van de majors is Shell degene die zich het meest heeft gecommitteerd aan deepwater (met name in Brazilië).
Let wel: het gaat in deze analyse om nieuwe olie (en dus niet om bestaande velden). Bedrijven kunnen er ook voor kiezen om zich meer te richten op het op peil houden van de productie van bestaande velden. En voor die bestaande velden heeft men een heel scala aan mogelijkheden, variërend van velden met lage kosten (maar veelal ook lage marges) in het Midden Oosten tot velden met hogere kosten in bij voorbeeld de Noordzee.
One more thing
Kijkt u nog even naar de horizontale as van de cost curve. Die stopt bij ruim 12 miljoen barrel per dag. De soortgelijke analyse uit 2014 stopte bij ruim 14 miljoen barrel per dag. De verwachting is echter dat er eerder rond de 20 miljoen barrel per dag aan nieuwe olie nodig zal zijn in 2025 om aan de vraag te voldoen. Dat kan, maar dan moeten de investeringen (lees: olieprijzen) wel omhoog.
NGO’s mogen dan uitkijken naar het einde van het olietijdperk; de internationale oliewereld kijkt uit naar een wereld van geleidelijk hogere olieprijzen op de middellange termijn. Ze lijken soms in totaal verschillende werelden te leven.
Voorspellen is moeilijk (vooral wanneer het om de toekomst gaat)
Gepubliceerd op IEX.nl, 9-3-2017
In de Wall Street Journal verschijnt met enige regelmaat een overzicht van voorspellingen voor de olieprijs door verschillende analisten. Ik heb er de laatste (van januari dit jaar) even bij gepakt.
Van de veertien investment banks verwachten er zeven een prijs van dichtbij de 60 dollar per vat aan het eind van dit jaar. Vijf verwachten er een lagere prijs (met 45 dollar als laagste waarde); twee een hogere (met 68 dollar als hoogste waarde).
Waarop is dit gebaseerd?
Bij deze voorspellingen spelen een groot aantal factoren een rol zoals:
– Break-even kosten. Op dit moment liggen die rond de 50 of 60 dollar per vat voor nieuwe projecten. Substantieel lagere olieprijzen zijn wel mogelijk maar, als gevolg van de resulterende lage investeringen, slechts voor een beperkte tijd. Dit alles onder het motto: “de beste remedie tegen lage olieprijzen is … lage olieprijzen”.
– Houdt OPEC zich aan de afspraken? Hoewel een aantal analisten zijn twijfels blijft houden (ervaringen uit het verleden spelen daarbij een rol), lijkt de meerderheid er vertrouwen in te hebben dat men zich goed blijft houden aan de afspraken. OPEC (lees Saudi Arabië) lijkt teveel geïnvesteerd te hebben in het recente akkoord om dit nu weer snel op te geven.
– VS schalieolieproductie. Dat die zal toenemen bij hogere prijzen is duidelijk. Maar hoe snel? Het is geen kraan die men even wat verder opendraait. Boortorens die 1 of 2 jaar hebben stilgelegen moeten weer aan het werk. Hoe snel vindt men hiervoor de mensen?
Als u hier meer over wilt lezen: ABN Amro heeft een zeer lezenswaardige maandelijkse nieuwsbrief waarin zij hun voorspelling regelmatig nader toelichten.
Wat betekenen deze voorspellingen?
Als we willen vaststellen wat dit voor de olieprijs zelf betekent, moeten we ons realiseren dat er in bovenstaande figuur alleen gekeken wordt naar de meest waarschijnlijke uitkomst. Dat de meest waarschijnlijke uitkomst niet altijd gerealiseerd wordt, werd bij de laatste presidentsverkiezingen in de VS nog eens duidelijk gemaakt.
Laten we er daarom een tweede figuur bij halen die de mogelijke range aan uitkomsten aangeeft. Deze figuur laat het 95 % waarschijnlijkheidsinterval zien voor de olieprijs, afgeleid uit de prijs van verschillende futures voor olie. De markt verwacht dat de olieprijs aan het eind van dit jaar naar alle waarschijnlijkheid tussen de 35 en 95 dollar per vat zal liggen; een behoorlijk grote range. Die informatie is minstens zo interessant als die uit de eerste figuur. Toch zal de analist die deze range voorspelt veelal te horen krijgen dat hij meer zal moeten doen om zijn salaris te rechtvaardigen.
Waarom zijn de voorspellingen zo onzeker?
Een relatief klein overaanbod, of tekort, heeft grote consequenties voor de prijs. Het overaanbod (“zondvloed”) aan olie van de afgelopen twee jaar? Het was niet meer dan 2 % van het totale aanbod, op zijn meest. De enorme voorraden? Die waren in 2016 goed voor ongeveer 65 dagen aan productie; weinig meer dan 5 dagen boven het lange termijn gemiddelde. Daarmee zaten de voorraadtanks overigens wel behoorlijk vol.
Dit is gerelateerd aan de beperkte mate en snelheid waarin vraag en aanbod reageren op de olieprijs. Of de prijs nu hoog of laag is, de vraag stijgt gewoon door (een wereldwijde crisis zoals in 2008 daargelaten). Olieproducten zijn nu eenmaal belangrijk voor mensen en maken slechts een klein (en steeds kleiner wordend) deel uit van hun budget. Het aanbod mag dan reageren op de prijs; hier gaat wel een tijd overheen. Voordat een nieuw veld ontwikkeld is, is men zo enige jaren verder. Schalieolie heeft dan wel een snellere cyclus maar beslaat slechts ongeveer 5 % van de totale productie.
De reservecapaciteit is relatief klein. Op dit moment is deze misschien 2 of 3 % van de totale wereldproductie. Alleen Saudi Arabië houdt een substantiële reservecapaciteit aan.
Onverwachte ontwikkelingen (een wereldwijde economische crisis), geopolitieke ontwikkelingen (interne stabiliteit van een grote olieproducent), grotere productiebeperkingen van de OPEC? Op zichzelf beschouwd is elk van die ontwikkelingen onwaarschijnlijk. Maar het is best mogelijk dat er één plaatsvindt dit jaar. Met mogelijk grote gevolgen voor de olieprijs.
Wait and see
Vooralsnog zijn de oliemarkten in “wait and see” modus en beweegt WTI zich in een nauwe range tussen de 50 en 55 dollar per vat. Gaat de prijs omlaag richting de 50 dollar, dan maakt Saudi Arabië de markt nog eens duidelijk dat het hen menens is met de productiebeperkingen. Het lijkt niet onwaarschijnlijk dat zij tot de kopers behoren die de olieprijs steunen na de wekelijkse EIA update dat de voorraden nog steeds hoog zijn. Het opwaarts potentieel lijkt beperkt zolang de voorraden relatief groot zijn en zolang een snelle toename van VS schalieolieproductie niet kan worden uitgesloten.
Op een gegeven moment zal er een uitbraak uit deze range plaatsvinden. Daarbij heeft een groot aantal hedge funds al een voorschot genomen op een uitbraak naar boven (resulterend in een veel grotere hoeveelheid long posities dan short posities). Het is geen gegeven dat het ook daadwerkelijk gaat gebeuren; als zij het op een gegeven moment collectief benauwd krijgen en gezamenlijk naar de uitgang gaan rennen wordt dat dringen. Maar vooralsnog gaan zij ervan uit dat de Saudi’s hen niet laten vallen.
Op de lange termijn mag de olieprijs dan wel de neiging hebben om zich te bewegen in de richting van 60 tot 80 dollar per vat (de break-even kosten bij een gemiddeld niveau van activiteiten, met een redelijke return on capital), op de korte termijn is er van alles mogelijk.
“Voorspellen is moeilijk, vooral waar het de toekomst betreft”. Deze uitspraak wordt vaak toegeschreven aan de bekende Amerikaanse baseball speler Yogi Berra die bekend stond om dit soort uitspraken (“If you come to a fork in the road, take it”). De uitspraak is echter het eerst gedaan door Niels Bohr, de Deense fysicus en Nobelprijswinnaar (geïnspireerd door een bestaand Deens gezegde). De gedachte erachter was dat de exacte positie van een deeltje ook in het heden onzeker is (maar in de toekomst nog veel meer).
Geen gouden eeuw voor gas
Gepubliceerd op IEX.nl, 23-2-2017
De meeste grote oliebedrijven zijn zich steeds meer gaan richten op gas. Voor sommigen van hen maakt gas nu bijna 50 % van de energieproductie uit.
Rond 2010 leek deze focus op gas nog heel aantrekkelijk. Het IEA rapport “Are we entering a golden age of gas?” uit 2011 geeft weer hoe er toen over gas gedacht werd. Nieuwe olievelden te vinden was steeds moeilijker geworden; voor gas speelde dat minder. En was gas niet de schoonste fossiele brandstof, die markaandeel zou moeten kunnen winnen van kolen? De verwachting van een snel toenemende vraag en hoge prijzen leidde tot goedkeuring van een groot aantal LNG (liquefied natural gas oftewel vloeibaar gas) projecten.
Ruim 5 jaar later zijn de vooruitzichten voor gas een stuk minder rooskleurig. Prijzen op de drie grote markten voor gas (VS, Europa en Azië) zijn laag. De toekomstige vraag naar gas is naar beneden bijgesteld.
De problemen van gas, en met name LNG, zijn gedeeltelijk structureel (LNG is relatief duur, de concurrentie voor gas van kolen en renewables lijkt blijvend groter dan verwacht) en gedeeltelijk cyclisch (het huidige overaanbod aan LNG lijkt nog jaren te gaan duren). In deze column wil ik op beide aspecten nader ingaan.
Geen OPEC voor gas
We staan er zelden bij stil maar hoe hoog zou de olieprijs zijn als olie geproduceerd en verhandeld werd op een wereldwijde vrije markt? 10 dollar? Misschien 20? In ieder geval zouden de prijzen een stuk lager zijn en de productie in het Midden Oosten een stuk hoger. Grote velden in ondiep water zouden misschien nog wel ontwikkeld zijn maar voor deepwater velden is dat zeer de vraag.
Voor gas is er geen OPEC en zijn er geen landen die hun productie laag houden om de prijs hoog te houden. De moeilijke situatie op de oliemarkt van de afgelopen 2 jaar? Het is de normale situatie op de gasmarkten, jaar in jaar uit.
Gas transporteren is duur
Door de lage energiedichtheid is het transport van gas veel duurder dan dat van olie of kolen. Gas transporteren gaat door middel van pijpleidingen (voor kortere afstanden) of door het vloeibaar maken van gas (LNG, voor langere afstanden).
Met name LNG is duur. Het grootste deel van de totale kosten is voor het vloeibaar maken, transporteren en weer terugbrengen tot gas. Slechts ongeveer 30 % blijft over voor de productie van het gas. Dat is niet goed voor de winstgevendheid en concurrentiepositie van LNG.
De totale kosten voor LNG worden geschat op ongeveer 10-12 $ per mmBTU voor nieuwe LNG projecten in de VS en ongeveer 14-16 $ per mmBTU voor nieuwe Australische projecten zoals Gorgon. Dat is substantieel hoger dan de huidige prijzen op de spot markets. Gelukkig voor de gasproducenten wordt het meeste gas verkocht op basis van olie-geindexeerde contracten met een lange termijn.
De concurrentie voor gas is groot
Een belangrijke toepassing van olie is transport. Daar is, op de korte termijn, zo gauw geen alternatief voor op grote schaal. Zelfs voor personenauto’s gaat de transitie naar elektrische auto’s een tijd duren. En dan hebben we het nog niet gehad over vrachtauto’s, schepen, vliegtuigen en industriële toepassingen.
Een belangrijke toepassing van gas is het opwekken van elektriciteit. En daar blijken kolen en renewables sterkere concurrenten dan verwacht. Voor arme landen blijven de lage kosten van kolen een groot voordeel. In rijke landen is de politieke steun voor renewables groot.
In Europa is de laatste 10 jaar de gasconsumptie met ongeveer 20 % afgenomen. In Azië is de groei van de gasconsumptie minder dan verwacht. Op beide continenten wordt gas gemangeld tussen kolen en renewables. Men slaagt er niet goed in om gas te verkopen als de schoonste fossiele brandstof die kolen kan vervangen in afwachting van een lange termijn oplossing via renewables en energieopslag (ook al is het vervangen van kolen door gas een goedkope manier om de CO2 uitstoot op korte termijn snel omlaag te krijgen).
Qua volumes is gas alleen een succesverhaal in de VS. Dat komt door de grote vlucht die schaliegas daar genomen heeft (waardoor de gasprijzen er overigens zo laag zijn dat er al jaren lang maar weinig aan verdiend wordt).
Het huidige overaanbod aan LNG gaat nog jaren duren
In 2014 en 2015 werd de LNG markt geleidelijk aan een kopers markt. Juist op dat moment begon er een serie van nieuwe LNG projecten op de markt te komen. Die stroom van nieuwe projecten, met name in Australië en de VS, houdt tot ongeveer 2020 aan. De wereldwijde LNG capaciteit gaat tussen 2015 en 2020 met ruim 40 % toenemen. Voor LNG lijkt het overaanbod nog jaren, in ieder geval tot 2020, te gaan duren.
Gasproducenten streven naar langdurige contracten waarbij de gasprijs aan de olieprijs gekoppeld is (dit geldt voor ongeveer 75 % van import gas in Azië en 50 % van gas in Europa; met een dalende tendens). Een herstel van olieprijzen zal het verlies dus beperken. Hoe goed die contracten zijn dichtgetimmerd is echter niet altijd duidelijk.
De vooruitzichten op de spot markets voor de gasprijzen zijn de komende jaren niet goed. Voor de VS is dat te wijten aan relatief goedkoop schaliegas. Voor Europa en Azië is dat te wijten aan de tegenvallende vraag die achterblijft bij het snel stijgende aanbod.
In conclusie
Voor olie hebben de lage prijzen van de afgelopen twee jaar (en resulterende lage investeringen) er voor gezorgd dat vraag en aanbod nu weer enigszins in evenwicht zijn. Voor de olieprijs lijkt het ergste achter de rug.
De gasprijzen lijken vooralsnog langer laag te blijven dan de olieprijzen. Met name LNG, met zijn hoge kosten, heeft een probleem.
Oliebedrijven en klimaatverandering
Gepubliceerd op IEX.nl, 7-2-2017
De meeste oliebedrijven accepteren dat de verbranding van fossiele brandstoffen de belangrijkste oorzaak is van klimaatverandering. Zij realiseren zich heel goed dat de productie van olie en gas op de lange duur een sunset industry zal zijn. De vraag is: op welke termijn?
Ook sluiten ze de ogen niet voor technologische ontwikkelingen zoals bijvoorbeeld de grote kostenverminderingen in zonnepanelen.
Als ze slechts in beperkte mate investeren in renewables is dat niet omdat zij deze technologieën onderschatten maar veeleer dat ze betwijfelen of ze er serieus geld in kunnen verdienen.
Vooralsnog kiezen de grote oliebedrijven ervoor om zich te blijven concentreren op olie en gas; een tot nu toe zeer winstgevende industrie waarin hun kracht en kennis ligt.
Gevolgen voor de olievraag
Bevolkingsgroei en economische groei zullen de vraag doen toenemen. Toenemende efficiëntie, renewables en elektrische auto’s zullen de vraag doen dalen. Hoe dit precies zal uitpakken weten oliemaatschappijen net zo min als internationale instanties zoals de IEA (International Energy Agency).
Ze werken dan ook allemaal met een range van scenario’s. Voor de olievraag in 2040 lopen deze scenario’s van ongeveer 80 tot 120 mb/d (miljoen barrel per dag).
– Voor de ondergrens: scenario’s die erop mikken de opwarming van de aarde tot 2 graden te beperken. Dit betekent niet alleen dat ze zich houden aan de toezeggingen van het akkoord van Parijs maar ook dat die significant overtroffen worden.
– Voor de bovengrens: scenario’s waarbij de kortetermijnbelangen van individuele landen de voorrang krijgen boven wereldwijde issues als klimaatverandering.
Ter vergelijking: de huidige vraag naar olie is ongeveer 95 mb/d. De natuurlijke afname van de productie van een conventioneel olieveld voor de grote oliemaatschappijen is gemiddeld ongeveer 9%. Hun ratio tussen reserves en productie komt dan ook meestal niet ver boven de 10 uit.
In pakweg zeven jaar halveert de productie. Ook als de olievraag in 2040 slechts 80 mb/d wordt moeten de oliemaatschappijen dus gewoon doorgaan met investeren (zij het in mindere mate).
Gevolgen voor de olieprijs
De olie-industrie kan, en zal ook, binnen enige jaren reageren op veranderingen in de vraag naar olie of de olieprijs. Dat is ook in hun belang. In 2015 en 2016 hebben we gezien hoe twee jaren van lage olieprijzen leidden tot lage investeringen en een weer in evenwicht komen van vraag en aanbod.
De energietransitie daarentegen zal een kwestie zijn van enige tientallen jaren. De olie-industrie heeft dus de tijd om hierop te reageren en zal dat ook zeker doen. Het is niet hun doel om uit principe de wereld zoveel mogelijk olie te laten verbranden. Het gaat er om zoveel mogelijk winst te maken.
Daarvoor is het nodig om de vraag naar olie zo goed mogelijk in te schatten en zo adequaat mogelijk te reageren op veranderingen in die vraag.
Ik ga hier geen voorspelling doen voor de olieprijs in 2040. Maar ik durf wel de verwachting uit te spreken dat ook in 2040 de oliemarkt onderhevig zal zijn aan boom and bust-cycli En dat een periode van lage prijzen zichzelf zal corrigeren door de resulterende lage investeringen (zoals in 2015 en 2016).
Zoals evenzeer een periode van hoge prijzen zichzelf zal corrigeren door de resulterende hoge investeringen (zoals in 2010-2014).
Een langdurige periode, tientallen jaren lang, van structureel lage olieprijzen gerelateerd aan de energietransitie lijkt me niet waarschijnlijk. Simpelweg omdat de markt zich binnen enige jaren corrigeert.
Gevolgen voor de waardering van oliebedrijven
Een aantal NGO’s stelt dat als de hoeveelheid opwarming van de aarde binnen acceptabele grenzen gehouden moet worden de hoeveelheid fossiele brandstoffen die verbruikt kan worden beperkt is (carbon budget).
Dit betekent dat een gedeelte van de kolen-, olie- en gasreserves van bedrijven niet geproduceerd kan worden (stranded assets). En als de waardering van die bedrijven gebaseerd is op hun reserves impliceert dat een overwaardering (carbon bubble).
Dat we niet alle fossiele brandstoffen die in de bodem zitten kunnen verbranden is duidelijk. Met name de hoeveelheid kolen in de grond is zo groot dat we daarmee de aarde wel meer dan 10 graden kunnen opwarmen. Ook voor olie geldt dat niet alle olie in de grond geproduceerd zal worden.
Maar de gevolgen voor de waardering van oliebedrijven liggen gecompliceerder. Over wat voor oliereserves hebben we het hier? Over bewezen, ontwikkelde reserves in een productielicentie waar veel geld in is geïnvesteerd (en waar de waardering van een oliebedrijf voornamelijk op gebaseerd is)? Of over mogelijke reserves in een exploratielicentie waarin nog nauwelijks is geïnvesteerd (en die ook nauwelijks meetellen in de waardering van een oliebedrijf)?
De eerste categorie hebben we toch echt nodig om de energievoorziening de komende tien tot twintig jaar op peil te houden. Ik denk dus niet dat stranded assets geleid hebben tot een bubbel in de huidige waardering van oliebedrijven.
Het probleem van oliebedrijven is niet dat zij hun bestaande velden niet leeg kunnen produceren. Hun probleem is de langetermijnhoudbaarheid van hun businessmodel.
En dat is naar mijn mening ook wel verdisconteerd in de waardering van oliebedrijven, gezien hun relatief hoge dividenduitkeringen en door de jaren heen gemiddeld relatief lage koerswinstverhoudingen.
Een halve eeuw geleden kwam dit door nationalisaties; meer recent door de problemen die maatschappijen hadden om hun reserves op peil te houden (tegen acceptabele kosten) en nu begint de energietransitie daarin een rol te spelen. Een rol die de komende jaren eerder groter zal worden.
De black swan
En er is nog een probleem. Stranded assets mogen dan geen issue zijn voor de oliebedrijven; voor een land als Saudi-Arabië zijn ze dat wel degelijk. Op de lange termijn kunnen de Saudi’s doorgaan met het hooghouden van de prijs. Of zij kunnen proberen hun reserves zoveel mogelijk op te maken.
Allebei zal echter niet lukken. Saudi-Arabië heeft de reserves om zijn productie te kunnen verhogen van de huidige 10 naar 15 of 20 mb/d. Voorlopig lijkt dat niet in hun belang te zijn; het zou leiden tot jaren van lage olieprijzen (heel wat langer dan de afgelopen twee jaar).
Maar hoe is dat op de lange termijn, als de vraag naar olie ooit serieus begint te zakken en het land met grote hoeveelheden olie dreigt te blijven zitten? Mocht het moment ooit aanbreken dat zij de kraan echt open zetten, het kan nog lang duren, dan wilt u even geen aandelen in oliebedrijven bezitten.
Een gamechanger voor de olieprijs
gepubliceerd op IEX.nl, 26-1-2017
Na twee jaar marktaandeel verdedigd te hebben in plaats van prijs is de OPEC eind vorig jaar van koers veranderd. De leden spraken een vermindering van de productie af met zo’n 1,2 miljoen barrel per dag (mb/d).
Een aantal niet-OPEC-leden, waaronder Rusland, beloofde een additionele reductie van zo’n 0,6 mb/d.
Sinds de overeenkomst kost Brent rond de 55 dollar per vat; zo’n 20% meer dan de gemiddelde prijs in de laatste zes maanden voor de overeenkomst. Het lijkt een gamechanger te zijn voor de olieprijs.
Waarom geen OPEC-overeenkomst in 2014?
Als een vermindering van de productie met een paar procent zo’n grote invloed heeft op de prijs laat de vraag zich stellen waarom OPEC niet al in 2014 de productie verminderde.
Laten we ons dus eens voorstellen wat er gebeurd was als OPEC (of eigenlijk: Saudi-Arabië) in 2014 wel productieverlagingen had doorgevoerd; genoeg om de olieprijs in 2015 en 2016 boven de 100 dollar per vat te houden. In dat geval:
- Was in 2015 en 2016 de schalieolieproductie in de Verenigde Staten blijven stijgen met een vergelijkbaar tempo als in de jaren daarvoor, resulterend in een totale toename van de productie met zo’n 2 mb/d.
- Had in die twee jaar de afname van de productie uit bestaande, conventionele niet-OPEC velden slechts zo’n 3 mb/d bedragen (zonder enige investering neemt de productie van een bestaand conventioneel olieveld met gemiddeld 9% per jaar af; in de hoge olieprijswereld van 2010-2014 zorgden hoge investeringen ervoor dat die afname beperkt bleef tot zo’n 3%).
- Hadden nieuwe, conventionele niet-OPEC velden in totaal zo’n 6 mb/d aan productie toegevoegd.
Nieuw evenwicht
De grote verwachte toename van niet-OPEC-productie bij een voortzetting van de hoge olieprijzen in 2015 en 2016 (met ongeveer 5 mb/d) geeft aan dat een vermindering van de productie in 2014 voor OPEC geen aantrekkelijke optie was. Het zou vechten tegen de bierkaai zijn geweest.
Voor Saudi-Arabië zou het een herhaling zijn geweest van de periode 1981-1986 toen zij wel langdurig probeerden de prijs te verdedigen. Dat resulteerde toen in een teruggang van hun productie van 10 tot minder dan 3 mb/d voordat ze in 1986 de handdoek in de ring wierpen.
Dat werd toen gevolgd door een lange periode van lage olieprijzen om vraag en aanbod weer in evenwicht te brengen.
Waarom nu wel een OPEC-overeenkomst?
Laten we vervolgens bezien wat er in werkelijkheid gebeurde met de niet-OPEC-productie in de lageolieprijswereld van 2015 en 2016:
- De schalieolieproductie in de Verenigde Staten nam af, met bijna 1 mb/d op het dieptepunt dat intussen bereikt is.
- De totale afname van de productie uit bestaande, conventionele niet-OPEC velden bedroeg zo’n 6 mb/d.
- En de productie uit nieuwe conventionele niet-OPEC velden? Die nam ook hier met ongeveer 6 mb/d toe. In tegenstelling tot schalieolieproductie en projecten voor bestaande velden betreft het hier uitsluitend projecten met een lange tijdsduur tussen de start van het project en het begin van productie (van twee tot mogelijk wel tien jaar).
Dicht bij elkaar
Twee jaar marktaandeel verdedigen door OPEC heeft geleid tot een niet-OPEC-olieaanbod dat 6 mb/d lager is dan wat het geweest was na twee jaar prijsverdedigen. Het heeft vraag en aanbod dicht bij elkaar gebracht.
En nu werd een vermindering van de OPEC-productie een realistische optie om hogere olieprijzen zes tot twaalf maanden naar voren te brengen.
Dat het vervolgens ook daadwerkelijk gebeurde komt op het conto van Mohammed bin Salman (Saudi-Arabië’s plaatsvervangend kroonprins die achter de schermen vooralsnog de dienst uitmaakt) en Vladimir Putin.
Hun grip op de macht is steviger als zij, na twee jaar van bezuinigingen, de pijn voor de bevolking van hun land beperkt houden. Ruslands bijdrage was voor Saudi-Arabië een absolute voorwaarde.
Boven de 100 dollar
Daarbij komt dat het zoeken naar nieuwe olievelden en het goedkeuren van het ontwikkelen van nieuwe velden nu al twee jaar op een laag pitje staat. Er zijn voor vele honderden miljarden dollars aan projecten gecanceld. Vondsten van nieuwe olievelden staan op het laagste niveau sinds zestig jaar.
Het zal het niet-OPEC-aanbod nog jaren verminderen. Productie uit nieuwe conventionele niet-OPEC-velden bedroeg in 2016 nog ongeveer 3 mb/d. In 2017 zal dat verminderen tot naar schatting 1,8 mb/d. Tot 2020 zal het verder verminderen tot mogelijk slechts 1 mb/d.
Met hoeveel precies hangt af van hoe snel het goedkeuren van nieuwe projecten nu weer op gang komt. Als dat te lang gaat duren dient een volgende periode van olieprijzen boven de 100 dollar per vat zich weer aan.
Werkelijke gamechanger
Twee jaar van lage olieprijzen hebben vraag en aanbod dicht bij een evenwicht gebracht. Het heeft de verwachte productie uit nieuwe velden voor de komende jaren substantieel verminderd. Dat, en niet het vermogen van OPEC om nu een overeenkomst te bereiken, is de werkelijke gamechanger voor de olieprijs.
OPEC heeft marktaandeel gewonnen en, nog belangrijker, is het vooruitzicht van hogere prijzen in de komende jaren. Amerikaanse schalieolieproductie heeft deze moeilijke periode overleefd en is er uit gekomen met relatief lage kosten. Beide hebben een hoge prijs betaald.
Maar het is het hogekostensegment van andere oliegebieden, zoals oliezanden in Canada en deepwater in West Afrika, dat de echte verliezer is in deze slag.
De teruggang van de gasproductie uit kleine velden
18-1-2017
Introductie. De Nederlandse gasproductie heeft twee componenten: de productie uit het Groningen veld en die uit de kleine velden. Dat de productie uit het Groningen veld snel terugloopt door de productiebeperkingen in verband met aardbevingen zal niemand ontgaan zijn. Dat ook de productie uit kleine velden snel terug loopt, om heel andere redenen, komt echter nauwelijks in de publiciteit.
Decennia lang heeft de Nederlandse overheid de productie uit kleine velden gestimuleerd. Het kleine velden beleid was er op gericht de uiteindelijke gasproductie in Nederland te maximaliseren en daarbij de reserves uit het Groningen veld zoveel mogelijk voor later te bewaren.
Tot rond het jaar 2000 lag de productie uit kleine velden boven de 40 BcM (miljard kubieke meter) per jaar, beduidend boven de productie uit het Groningen veld. Daarna begon zich een geleidelijke daling in te zetten, die werd opgevangen door de productie uit het Groningen veld te verhogen. In 2007 was de productie gedaald tot ongeveer 35 BcM en dook die onder de Groningen productie. In 2012 was de productie gedaald tot ongeveer 30 BcM. Weliswaar werden er nog steeds nieuwe kleine velden gevonden maar hun omvang werd, door de jaren heen, geleidelijk aan steeds kleiner (men boort zijn beste prospects nu eenmaal het eerst).
Een keerpunt voor de Nederlandse gasproductie in 2012. De laatste jaren heeft er een duidelijke omslag plaatsgevonden in het klimaat voor de Nederlandse gasproductie. Voor deze omslag verwelkomde een meerderheid de gasproductie als een welkome bron van inkomsten door middel van het het produceren van een relatief schone brandstof. Na deze omslag werd het voor een meerderheid een vervuilende activiteit die men, in afwachting van de energietransitie, slechts nog zo kort mogelijk wil tolereren. Daarbij spelen een aantal elementen een rol:
- de toenemende bewustheid van de ernst van klimaatverandering en de toenemende wil op dat nu ook serieus aan te pakken, culminerend in de COP21 Parijs akkoorden
- de toenemende magnitude van de aardbevingen in Groningen, culminerend in de 3.6 magnitude Huizinge aardbeving in 2012 die duizenden huizen beschadigde (en men zich realiseerde dat de maximale magnitude van een Groningen aardbeving misschien wel veel groter was dan tot dan toe verwacht)
- een groeiende antipathie tegen grote bedrijven zoals oliemaatschappijen.
Dit alles is een geleidelijke ontwikkeling; als ik al een keerpunt zou willen kiezen zou ik dat plaatsen in 2012.
De figuur hieronder laat de gasproductie uit kleine velden zien tot aan 2012, als wel de mogelijke scenario’s voor de toekomstige gasproductie op dat moment. Afhankelijk van gasprijzen, de hoeveelheid steun voor de gasindustrie en het openen van nieuwe exploratie plays in met name de offshore was er op dat moment een grote range aan scenario’s mogelijk. Het begint er op te lijken dat wij definitief de weg zijn ingeslagen van het scenario met een zeer lage gasproductie uit kleine velden.
Kleine velden productie: recente ontwikkelingen. De afgelopen jaren is de bijdrage van nieuwe kleine velden relatief klein geweest (met 2016 als absoluut dieptepunt). Exploratie activiteiten voor nieuwe kleine velden lopen snel terug. Het is goed mogelijk dat de exploratieactiviteiten van een aantal Nederlandse operators binnen afzienbare tijd helemaal worden stopgezet. Naast de lange termijn ontwikkeling van de afnemende omvang van nieuwe velden spelen ook een aantal andere zaken:
- de lage gasprijs in 2015 en 2016
- het uitblijven van maatregelen om de exploratie naar nieuwe kleine velden te stimuleren.
- specifiek voor de offshore zijn er twijfels over de lange termijn toekomst van de infrastructuur
- en specifiek voor de onshore is het verkrijgen van een vergunning om te boren de laatste jaren een bijzonder moeizame en tijdrovende aangelegenheid is geworden (en het opzetten van een nieuwe productielocatie vrijwel onmogelijk)
Voor de offshore gasproductie kan dit een domino effect tot gevolg hebben; als steeds minder velden de kosten van de gehele offshore infrastructuur moeten dragen kan dit er toe leiden dat de gehele infrastructuur op een gegeven moment niet meer rendabel te exploiteren valt. Mogelijk hogere gasprijzen lijken te laat komen om de gasproductie uit kleine velden nog te redden.
Gevolgen voor Nederland. Het verschil tussen de huidige mid-case verwachting en die uit eind 2012 bedraagt zo’n 170 BcM. Afhankelijk van de toekomstige gasprijs vertegenwoordigt dit een waarde van zo’n 15 tot 30 miljard euro. Voor een dergelijk bedrag is de discussie over de teruggang van de kleine velden verrassend klein.
Terwijl de energietransitie een kwestie van decennia zal zijn, met een geleidelijk teruglopend gasverbruik tussen nu en 2050 is de teruggang van de gasproductie in een stroomversnelling geraakt. De gasproductie loopt nu veel sneller terug dan de gasconsumptie. In de praktijk wordt Nederlands gas nu (zowel in Nederland als in de omringende landen) vervangen door Russisch gas en kolen. Dat is niet in het belang van het land; noch uit financieel oogpunt, noch uit milieu oogpunt, noch uit een politiek oogpunt van leveringszekerheid.
Dat kolen met afstand de meest vervuilende fossiele brandstof is behoeft geen betoog. Slechts met behulp van dure kunstgrepen valt dat nog enigszins binnen de perken.
Behalve de evidente voordelen van Nederlands gas ten opzichte van Russisch gas uit het oogpunt van zekerheid en financiën is er ook een milieuaspect. De effectieve uitstoot van broeikasgassen is bij Russisch gas zo’n 25 % hoger. Dat ligt gedeeltelijk aan de grote hoeveelheid energie die nodig is om het gas over een afstand van duizenden kilometers te transporteren. En gedeeltelijk aan de methaanemissies die ontstaan bij het over een grote afstand transporteren van gas door het Russische netwerk.
Hoe verder. Ik zou er dan ook voor willen pleiten dat er alsnog maatregelen worden genomen om de gasproductie uit kleine velden te stimuleren. De opbrengsten van het resterende gas kunnen mede gebruikt worden om een noodzakelijke, maar ook kostbare en langdurige, energietransitie te financieren.
Wordt fracken ooit winstgevend?
(gepubliceerd op IEX.nl, 11-1-2017)
Schalie heeft de oliewereld op zijn kop gezet. De snelle toename van de productie van schalieolie in de Verenigde Staten, tot meer dan vijf miljoen barrel per dag in 2014, verstoorde het evenwicht tussen vraag en aanbod op de oliemarkt.
In 2014 trapten de Saoedi’s op de rem en besloten om voorlopig marktaandeel in plaats van prijs te verdedigen. Het resulteerde in de lage olieprijzen van de afgelopen twee jaar.
De productie van schalieolie is een andere tak van sport dan van conventionele olie. Bij de laatste gaat het er om olie te vinden. Vervolgens wordt daar een op maat gemaakt productieplatform op gezet. De mate van standaardisatie is beperkt.
Sweet spots
Bij schalieolie gaat het niet zozeer om olie te vinden (schalieolie onder de grond is er in ruime mate) maar om de sweet spots te vinden waar die olie het best geproduceerd kan worden. In die sweet spots worden heel veel putten geboord en gefracked, op welhaast fabrieksmatige wijze.
De opbrengst per put is relatief laag. In de Verenigde Staten zijn ze er echter heel goed in geworden om dat zo goedkoop en efficiënt mogelijk te doen. Hoe er vanuit een oogpunt van energietransitie hierover ook gedacht wordt: technisch en geologisch was dit een prestatie van formaat.
En mogelijk gemaakt door een misschien wel unieke combinatie van omstandigheden:
- Een uitstekende kennis van de ondergrond (er zijn in de Verenigde Staten meer putten geboord dan in de rest van de wereld bij elkaar).
- Een kundige service-industrie die voor de oliebedrijven tegen lage kosten kan boren en fracken.
- Toezicht door de afzonderlijke staten die de schalieolie-industrie veelal steunen (misschien niet in New York of Californië maar wel vrijwel overal daar tussen).
- En ten slotte: goedkoop geld – iets dat ook de olieindustrie wezenlijk veranderd heeft.
Geen financieel succes
Wat door alle opwinding soms uit het oog wordt verloren is dat schalieolie weliswaar een technisch succes is maar bepaald geen financieel succes. Als geheel heeft deze industrie tot nu toe alleen maar verlies geleden.
In het begin werd er veel geld uitgegeven aan het verwerven van licenties in de sweet spot-gebieden in Texas en Wyoming. Na 2014 duurde het één tot twee jaar voordat drastische besparingen leidden tot breakevenkosten die enigszins in de buurt kwamen van de huidige lage olieprijs.
De reden dat de majors (de Shell’s en Exxon Mobil’s van deze wereld) slechts beperkt actief zijn in schalieolie is niet alleen dat produceren tegen de allerlaagste kosten niet hun sterkste kant is, maar ook dat schalieolieprojecten simpelweg vaak de cut niet haalden in hun wereldwijde ranking van projecten.
Als er al geïnvesteerd werd in schalieolie was dat veelal uit strategisch oogpunt, via overnames van bestaande bedrijven die vervolgens op afstand bestuurd werden (zo nam Exxon Mobil XTO over).
Grote belofte
Dat er alleen maar geld de schalie-industrie in gaat lijkt nu te gaan veranderen. De figuur hieronder laat zien dat de industrie nu – voor het eerst sinds jaren – cashflowneutraal is. Koersen van schalieolieproducenten zijn het laatste half jaar omhoog geschoten.
Er is een ware run ontstaan op licenties voor de Permian in West Texas (het gebied dat nu de laagste kosten lijkt te hebben – ook omdat het geen restricties heeft qua pijpleidingcapaciteit).
En inderdaad: grote hoeveelheden olie onder de grond in combinatie met kosten die nu gedaald zijn tot 30 à 40 dollar per vat voor de allerbeste sweet spots lijken een grote belofte voor de toekomst in te houden.
bron: OilPrice.com
Kostenverlagingen
Er is één maar: het huidige lage kostenniveau van de schalieolie-industrie valt niet te handhaven als activiteiten weer aantrekken. Boorbedrijven hadden een jaar geleden de keus tussen met verlies doorwerken of de operaties (tijdelijk) staken. Veelal kozen ze voor het eerste.
In 2017 zullen zij een betere onderhandelingspositie hebben. Rystad Energy, een Noorse olieanalist, schat dat van de kostenbesparingen van de laatste twee jaar slechts ongeveer 40% structureel is (een hogere opbrengst per put, sneller boren) en ongeveer 60% cyclisch.
Kosten voor de beste sweet spots zouden kunnen stijgen van 30 naar 50 dollar per vat; kosten in de minder goede sweet spots van zo’n 50 naar 75 dollar per vat. De hamvraag is hoeveel structurele kostenverlagingen er nog in het vat zitten voor de komende jaren.
De frackers hebben veel gemeen met de Tesla’s van deze wereld – ook al staan ze diametraal tegenover elkaar qua energietransitie. Het is de grote belofte voor de toekomst die aan de basis ligt van hun hoge waarderingen. Alleen moet die belofte nog wel worden waargemaakt.
Jilles on energy 