DER LANGFRISTIGE AUSBLICK FÜR ROHÖL WIRD ZUNEHMEND POSITIV
Die Rückkehr der OPEC im Jahr 2016 zu ihrer früheren Strategie hat zu einem starken Rückgang der weltweiten Lagerbestände und zu einem Anstieg der Spotpreise geführt. Sie hat zudem das Problem wieder aufleben lassen, dass die freien Förderkapazitäten der OPEC internationale Ölkonzerne von Investitionen in die künftige Förderung abhalten. Dieses Problem wird nun durch die verstärkte Absicherungstätigkeit der Schieferölproduzenten noch verschärft. Infolgedessen wird die Produktion außerhalb der OPEC (ohne Schieferöl) in etwa 2 bis 3 Jahren zu sinken beginnen, und zwar genau dann, wenn die Schieferölförderung Mühe haben wird, immer höhere Rückgangsraten auszugleichen. Wir glauben, dass die nächste große Bewegung beim Ölpreis bei den länger laufenden Preisen stattfinden wird, die steigen müssen, um die künftige Versorgung zu sichern.
Die vollständigen Analysen als PDF finden Sie hier.
Die OPEC hat ihre Strategie erneut geändert ...
Im Jahr 2016 haben wir eine Notiz mit dem Titel „OPEC at the crossroads“ (6. Juni 2016) veröffentlicht. Darin beschrieben wir die schwierige Entscheidung, vor der die OPEC stand: Sollte sie den Markt weiterhin so gewähren lassen wie in den vergangenen Jahren, in der Hoffnung, dass niedrige Preise die Schieferölproduzenten auf lange Sicht verdrängen oder zumindest bremsen, oder sollte sie zu ihrer früheren Strategie zurückkehren und versuchen, den Markt auszugleichen. Zunächst schien die OPEC Letzteres zu scheuen, doch Ende 2016 änderten die OPEC-Mitglieder ihre Meinung und vereinbarten, die Produktion zu drosseln. Die neu erklärte Strategie klang weitgehend wie die alte: Die OPEC würde die Produktion so lange drosseln, bis sich die weltweiten Lagerbestände normalisiert hätten.
... was zu einem dramatischen Rückgang der Lagerbestände führte ...
Wie wir bereits erläutert haben, kann die OPEC den Ölpreis nicht direkt beeinflussen. Sie kann nur die Lagerbestände steuern. Was meinen wir damit? Länger laufende Ölpreise werden durch die Grenzkosten der künftigen Versorgung bestimmt, mit anderen Worten: Welcher langfristige Preis ist erforderlich, um die künftige Versorgung zu sichern? Die Spotpreise können je nach Höhe der Lagerbestände stark um diesen längerfristigen Preis schwanken1. Indem die OPEC die Lagerbestände sinken lässt, kann sie die Kurve in die Backwardation drücken, und genau das ist seit den Förderkürzungen geschehen. Wichtig ist: Als die OPEC beschloss, die Produktion zu drosseln, war der Markt bereits ausgeglichen, und die Lagerbestände sanken im Einklang mit den saisonalen Mustern. Die Förderkürzung brachte den Markt sofort in ein Defizit. Infolgedessen sind die weltweiten Lagerbestände seit Mitte 2016 um über 300 Millionen Barrel stärker gesunken als üblich, und die Reichweite der Vorräte in Tagen ist wieder auf einem normalen Niveau.
... was die Rohölpreiskurve in die Backwardation und die Spotpreise stark nach oben trieb
Dies führte zu einem Anstieg der Rohöl-Spotpreise um 30 USD je Barrel. Um diese Preisbewegung vollständig zu verstehen, ist es wichtig, den starken inversen Zusammenhang zwischen Lagerbeständen und Zeitspreads hervorzuheben. Eine Rohstoffpreiskurve notiert tendenziell in Contango, wenn die Lagerbestände hoch sind, und in Backwardation2, wenn sie niedrig sind (siehe Exhibit 2). Der Grund: In einem Umfeld niedriger Lagerbestände sind Abnehmer eines Rohstoffs bereit, für die sofortige Lieferung einen Aufschlag zu zahlen. Eine Fluggesellschaft zahlt beispielsweise bei niedrigen Kerosinbeständen gern einen Aufschlag für heute geliefertes statt in sechs Monaten geliefertes Kerosin. Wenn der Fluggesellschaft das Kerosin ausgeht, bleiben die Flugzeuge am Boden, was weit teurer wäre als ein Aufschlag für die umgehende Lieferung. Sind die Lagerbestände dagegen sehr hoch, sorgen sich die Abnehmer eines Rohstoffs nicht, dass ihnen dieser Einsatzstoff ausgehen könnte. Da die Lagerung von Rohstoffen Geld kostet (Lagerkosten, Versicherungskosten) und Geld einen Zeitwert hat, bevorzugen die Abnehmer die Lieferung erst dann, wenn sie sie wirklich benötigen. Infolgedessen notieren die Spotpreise in einem solchen Umfeld unter den Terminpreisen.
Der starke Rückgang der Ölbestände in den vergangenen zwei Jahren führte zu einer massiven Verschiebung der Zeitspreads. Anfang 2016 befand sich die Brent-Kurve in einem steilen Contango. Die Preise für den Frontmonat notierten 15 USD unter dem 5-Jahres-Terminpreis. Heute notieren sie 15 USD je Barrel darüber (siehe Exhibit 3). Der länger laufende Preis blieb in den vergangenen zwei Jahren praktisch unverändert. Die gesamte Bewegung des Spotpreises ist daher auf die Verschiebung der Kurve zurückzuführen, die durch den Rückgang der Lagerbestände verursacht wurde. Wichtig ist: Die Veränderung der Spotpreise bedeutet nicht, dass der Markt seine Einschätzung der Ölförderkosten irgendwie geändert hätte. Die länger laufenden Preise, die durch die Grenzkosten der künftigen Versorgung bestimmt werden, liegen weiterhin unter 60 USD je Barrel. Das bedeutet, dass der Markt nach wie vor davon ausgeht, dass 55 bis 60 USD je Barrel den Produzenten genügend Anreiz bieten, die notwendigen Investitionen zu tätigen, um die künftige Nachfrage zu decken. Der Anstieg der Spotpreise war somit allein auf den Rückgang der Lagerbestände zurückzuführen.
DEN MARKT AUSGLEICHEN – DAMALS UND HEUTE
Die Entscheidung der OPEC, zu einer Strategie der Marktausgleichung zurückzukehren, hat weitreichende Auswirkungen auf Lagerbestände, Preise, Volatilität und Terminstruktur. Um dies besser zu verstehen, müssen wir betrachten, wie OPEC- und Nicht-OPEC-Produzenten historisch agiert haben und wie sich dies durch Schieferöl verändert hat.
In der Vergangenheit verfügte die OPEC über große freie Kapazitäten, die sie bei einem Angebotsengpass, etwa während des ersten Golfkriegs, innerhalb weniger Monate, mitunter sogar innerhalb weniger Wochen, hochfahren konnte. Nicht-OPEC-Produzenten hingegen haben fast immer mit maximaler Kapazität produziert. Die großen internationalen Ölkonzerne haben keinen Anreiz, Kapazitäten ungenutzt zu lassen, es sei denn, die Betriebskosten übersteigen den Ölpreis (was beispielsweise 2008–2009 und erneut 2014–2015 der Fall war). Das bedeutet, dass die Produktion außerhalb der OPEC kurz- bis mittelfristig (<5 Jahre) einem festen Pfad folgt und nahezu vollständig preisunelastisch ist3.
Mit dem Aufkommen von Schieferöl hat sich dies etwas geändert. Schieferölproduzenten produzieren zwar weiterhin mit voller Kapazität, doch die Preiselastizität ist deutlich größer. Obwohl Schieferölproduzenten ihre Produktion wesentlich schneller hochfahren können als konventionelle Nicht-OPEC-Produzenten, würde es dennoch Jahre dauern, große Angebotsausfälle auszugleichen. Zudem liegt zwischen Preisänderungen und Produktionsänderungen eine erhebliche zeitliche Verzögerung. Als die US-Schieferölproduktion im April 2015 schließlich ihren Höhepunkt erreichte, waren die Spotpreise beispielsweise bereits seit fast einem Jahr gefallen. Und als die Produktion im September 2016 ihren Tiefpunkt erreichte, erholten sich die Preise ebenfalls bereits seit fast einem Jahr.
In unserer vorherigen Analyse zu diesem Thema kamen wir daher zu dem Schluss, dass es dauerhaft hoher Lagerbestände als Puffer für unvorhergesehene Ausfälle bedürfte, falls die OPEC weiterhin den Markt sich selbst überlassen würde, anstatt ihn auszugleichen, da es keine freien Kapazitäten mehr gäbe. Dauerhaft hohe Lagerbestände würden bedeuten, dass sich die Rohölkurve durchgängig in Contango befände. Wir haben außerdem argumentiert, dass dies zu einer höheren Volatilität der Spotpreise führen könnte, wenn die OPEC den Markt nicht mehr ausgleicht. Der Grund: In einer Welt, in der die OPEC keine freien Kapazitäten mehr vorhält, würden Angebotsengpässe zu starken Lagerabbauten führen, und der Markt müsste kurzfristig vor allem durch Nachfragerückgang ausgeglichen werden. Dies würde bedeuten, dass die Veränderungen der Terminstruktur und der Preise deutlich extremer ausfielen.
Wie wir oben hervorgehoben haben, entschied sich die OPEC jedoch 2016, nachdem sie die Marktkräfte eine Zeit lang hatte wirken lassen, zu ihrer früheren Strategie zurückzukehren und versuchte, die Lagerbestände durch eine Angebotskürzung zu senken. Folglich hält die OPEC nun wieder einige Kapazitäten ungenutzt vor, wenn auch deutlich weniger als in der Vergangenheit. Die Rückkehr zur früheren Strategie könnte zwar künftig eine geringere Volatilität der Spotpreise bedeuten, sie bringt jedoch ein altes Problem zurück. Als die OPEC in den 1980er-Jahren zuletzt versuchte, den Markt auszugleichen, verfügte sie anschließend über mehr als 15 Jahre hinweg über enorme freie Kapazitäten (siehe Abbildung 5). Dies war für die OPEC-Mitglieder selbst kostspielig, führte aber auch zu einer Phase gravierender Unterinvestition bei den Nicht-OPEC-Produzenten. Angesichts scheinbar unbegrenzter ungenutzter Kapazitäten lagen die Preise für länger laufende Öl-Terminkontrakte über mehr als 10 Jahre unter 20 USD je Barrel4. Das war ein starkes Preissignal an die großen Ölkonzerne, nicht in neue Kapazitäten zu investieren. Als die OPEC-Kapazitäten gegen Ende der 1990er-Jahre allmählich zur Neige gingen, erkannte der Ölmarkt daher zu spät, dass erhebliche Investitionen erforderlich sein würden, um die künftige Nachfrage zu decken.
Zu Beginn der 2000er-Jahre begannen die Preise für länger laufende Kontrakte schließlich zu steigen, was den Produzenten den wirtschaftlichen Anreiz zum Investieren gab. Zunächst stiegen die Spotpreise stärker als die länger laufenden Preise. Dies deutete darauf hin, dass der Markt glaubte, der Anstieg der länger laufenden Preise biete den großen Konzernen ausreichend Anreiz, mittelfristig neues Angebot zu erschließen, während höhere Spotpreise nötig seien, damit die Nachfrage in der Zwischenzeit nicht zu schnell wüchse. Als die Welt Mitte 2004 den Ausfall erheblicher Kapazitäten in Venezuela verkraften musste, waren die Brent-Terminpreise mit fünfjähriger Laufzeit daher um 70 % gegenüber dem Niveau der 1990er-Jahre gestiegen, die Spotpreise um 130 %.
Es zeigte sich jedoch, dass die leicht zugänglichen Vorkommen bereits erschlossen waren. Neue Projekte waren mit deutlich höheren Kosten verbunden als in der Vergangenheit, und die Vorlaufzeiten waren wesentlich länger. Folglich stiegen die länger laufenden Preise von 2004 bis 2008 unaufhaltsam. Erst die globale Finanzkrise brachte das weltweite Wirtschaftswachstum zum Stillstand, was zu einem Rückgang der Ölnachfrage führte. Zu diesem Zeitpunkt hatten sich die Ölterminpreise mit fünfjähriger Laufzeit fast versiebenfacht5.
WIE VIELE FREIE KAPAZITÄTEN HAT DIE OPEC DERZEIT?
Auf dem Papier verfügt die OPEC derzeit über freie Förderkapazitäten von rund 2,8 Mio. b/d. Wie hoch die freien Kapazitäten der OPEC tatsächlich sind, hängt jedoch davon ab, was man einbezieht. Libyen beispielsweise produziert derzeit 0,5 Mio. b/d weniger als seine theoretische Kapazität, was auf den anhaltenden Konflikt zwischen verschiedenen Gruppierungen im Land zurückzuführen ist. Zwar besteht die Möglichkeit, dass die volle Produktion irgendwann wieder aufgenommen wird, doch kann dies nicht als freie Kapazität gelten, da sie sich nicht nach Belieben hochfahren lässt, um einen unerwarteten Ausfall auszugleichen6. Hinzu kommen weitere 0,5 Mio. b/d an Kapazität in der neutralen Zone zwischen Saudi-Arabien und Kuwait, die seit 2015 stillliegt. Offiziell hat Saudi-Arabien, das die Förderung in diesen Feldern verwaltet, die Produktion aus Umweltgründen eingestellt, doch der Streit zwischen den beiden Ländern ist wahrscheinlich eher politischer Natur. Die beiden Länder vereinbarten 2017, die Produktion wieder aufzunehmen, doch seither haben diese Bemühungen Rückschläge erlitten, und die Produktion liegt weiterhin bei null. Man kann argumentieren, dass diese Kapazität bei einem globalen Angebotsengpass mit größerer Wahrscheinlichkeit wieder zugeschaltet würde, doch derzeit ist sie nicht verfügbar. Darüber hinaus ist die Förderung in Venezuela stark rückläufig: In den vergangenen sechs Monaten lag sie im Durchschnitt um 0,4 Mb/d unter dem Vorjahreswert (mit zunehmender Beschleunigung). Aufgrund dieses starken Rückgangs der venezolanischen Produktion ist die OPEC-Förderung auf 31,8 Mio. b/d gesunken, 0,7 Mb/d unter der aktuellen Förderobergrenze. Dies wirkt sich zwar nicht direkt auf die freien Kapazitäten aus, da Venezuela nie über freie Kapazitäten verfügte, doch müssen andere OPEC-Mitglieder diese Barrel letztlich ersetzen. Unter dem Strich liegen die freien OPEC-Kapazitäten realistisch betrachtet eher bei 1,5 Mb/d (siehe Grafik 6).
WERDEN WIR EINE WIEDERHOLUNG DER 1990ER-JAHRE ERLEBEN?
Die freien Kapazitäten der OPEC von 1,5 bis 2,8 Mio. b/d sind mit den 10 Mio. b/d der frühen 1990er-Jahre kaum vergleichbar. Dies allein würde die globalen Ölkonzerne daher wohl kaum davon abhalten, in künftige Kapazitäten zu investieren. Es wirken jedoch andere Kräfte, die die Ölpreise am langen Ende gedrückt halten und die globalen Ölkonzerne erneut von Investitionen in neue langfristige Kapazitäten abhalten:
Trotz des Anstiegs der Spotpreise um mehr als 100 % seit dem Tiefpunkt verharren die längerfristigen Preise daher in einer engen Spanne von 50 bis 60 USD/Barrel. Infolgedessen trocknet die Pipeline neuer konventioneller Projekte außerhalb der OPEC recht schnell aus. Laut Wood Mackenzie (WoodMac), einem angesehenen Branchenberater, erreichten die weltweiten Investitionsausgaben im Upstream-Bereich 2014 mit rund 700 Mrd. USD ihren Höhepunkt und sind im vergangenen Jahr auf nur noch 400 Mrd. USD gesunken. WoodMac schätzt, dass für den Zeitraum 2015 bis 2020 Upstream-Investitionen von knapp 1 Billion USD gestrichen wurden. Dies wird erst in einigen Jahren spürbar werden. Jedes neue Projekt, das in den vergangenen Jahren hinzukam, und alle Projekte, die in den nächsten Jahren in Betrieb gehen, wurden vor langer Zeit genehmigt, einige sogar vor der Finanzkrise. Trotz der massiven Investitionsausgaben vor 2015 fallen die neu in Betrieb gehenden Projekte jedoch kaum ins Gewicht. 2017 verzeichneten wir beim Produktionswachstum außerhalb der OPEC ohne Schieferöl nur 0,2 Mb/d (siehe Grafik 7). Und eine Verbesserung ist nicht in Sicht. 2018 und 2019 werden ähnlich aussehen, und danach wird die Förderung außerhalb der OPEC ohne Schieferöl sogar zurückgehen.
WoodMac hat kürzlich berichtet, dass die Investitionsausgaben ihren Tiefpunkt erreicht zu haben scheinen und wir im nächsten Jahr einen leichten Anstieg der Ausgaben sehen werden. Dieser Anstieg ist jedoch nicht nur teilweise auf Kosteninflation zurückzuführen, sondern fließt auch vollständig in Schieferöl. WoodMac prognostiziert, dass die Ausgaben für konventionelles Öl bis 2020 um 7 % sinken werden.
Unter dem Strich erwarten wir, dass die Nicht-OPEC-Förderung in diesem und im nächsten Jahr um jeweils 0,2 Mio. b/d wächst; danach wird sich das Wachstum bis 2020 auf weniger als 0,1 Mio. b/d verlangsamen. Ab 2021 wird die Nicht-OPEC-Förderung dann deutlich zurückgehen (siehe Exhibit 8). Wichtig ist: Die Chancen für eine positive Überraschung gegenüber dieser Prognose sind äußerst gering, unabhängig davon, wie sich die Preise in den nächsten fünf Jahren entwickeln, denn dies wurde bereits vor vielen Jahren in Gang gesetzt. Praktisch keines der großen Projekte, die jetzt genehmigt werden, wird vor 2022 in Betrieb gehen. Werden heute jedoch keine neuen Projekte genehmigt, droht die Nicht-OPEC-Förderung ohne Schieferöl in fünf Jahren abrupt einzubrechen.
SPIELT ES BEI SCHIEFERÖL ÜBERHAUPT EINE ROLLE, DASS NICHT IN GROSSE KONVENTIONELLE PROJEKTE INVESTIERT WIRD?
Im Jahr 2004 standen die Ölkonzerne vor der Aussicht, dass das gesamte künftige Produktionswachstum durch konventionelle Ölförderung gedeckt werden musste. Heute gibt es Schieferöl, und wir stimmen zu, dass die US-Schieferölförderung weiterhin rasch wachsen wird. Da die konventionelle Förderung außerhalb der OPEC jedoch zurückgeht und die OPEC bei Investitionen zurückhaltend ist, liegt die Last, das Angebotswachstum in den nächsten fünf, wenn nicht zehn Jahren zu sichern, fast vollständig bei den US-Schieferölproduzenten.
Tatsache ist, dass die Schieferölproduzenten eine erstaunliche Fähigkeit zur Ausweitung der Produktion und eine noch erstaunlichere Widerstandsfähigkeit gegenüber niedrigen Preisen gezeigt haben. Auf dem Höhepunkt wuchs die US-Ölförderung um 1,5 Mio. b/d, fast ausschließlich durch Schieferölproduzenten. Dieses rasche Produktionswachstum führte 2014 schließlich zu einem Preiseinbruch von 110 USD/Barrel auf bis zu 30 USD/Barrel. In der Folge verlangsamte sich das Wachstum der US-Förderung 2015 auf 1 Mio. b/d, und 2016 ging sie um 0,4 Mio. b/d zurück. Mit Preisen von inzwischen über 60 USD/Barrel im Jahr 2018 wächst die US-Förderung jedoch wieder um rund 1,2 Mio. b/d gegenüber dem Vorjahr. Zwar hat sich das Produktionswachstum in den vergangenen Monaten leicht abgeflacht, wir gehen jedoch davon aus, dass es sich im weiteren Jahresverlauf auf rund 1,5 Mio. b/d beschleunigen wird.
Kann die US-Schieferölförderung nachhaltig mit der Spitzenrate von 1,5 Mio. b/d wachsen? Eines der Argumente, die wir häufig hören, lautet, dass die Schiefergasproduzenten deutlich gezeigt haben, dass die Technologie es ihnen erlaubt, die Produktion nach Belieben auszuweiten. Schieferöl und Schiefergas unterscheiden sich jedoch in wesentlichen Punkten:
Erstens: Die Schieferölförderung wird deutlich schneller ein Plateau erreichen als die Schiefergasförderung: Beide sind durch sehr hohe Förderrückgänge gekennzeichnet. Je größer die Basisproduktion ist, desto mehr zusätzliches Angebot wird daher allein schon benötigt, um die natürlichen Rückgänge auszugleichen. Dies gilt zwar für Schiefergas und Schieferöl, doch hat Schieferöl wesentlich höhere Rückgangsraten. In einem aktuellen Bericht stellte Goldman Sachs fest, dass Schieferölbohrungen im ersten Jahr Rückgangsraten von bis zu 70 % aufweisen. Die Analysten verglichen die Rückgänge der Basisproduktion im Eagle Ford (überwiegend Öl) und im Marcellus-Schiefer (überwiegend Gas) und stellten fest, dass die Ölbasisproduktion im Eagle Ford seit 2015 um 70 % zurückgegangen war, verglichen mit nur 40 % bei Gas im Marcellus. Zudem haben Schiefergasbohrer ihr Produktionsprofil im Laufe der Jahre in Richtung geringerer Anfangsproduktion und langsamerer Rückgangsraten verschoben, während wir beim Öl das genaue Gegenteil beobachtet haben: Die durchschnittliche anfängliche Bohrlochproduktion stieg von unter 300 b/d im Jahr 2010 auf 700 b/d im Jahr 2017, doch laufen die Produktionskurven bis zum dritten Jahr alle zusammen, was auf deutlich steilere Rückgangsraten bei den jüngsten Bohrungen hindeutet.
Ende 2017 lag die US-Schieferölförderung bereits bei 5 Mio. b/d, und auf diesem Niveau übersteigt der jährliche Rückgang der Basisproduktion 1 Mio. b/d. Im Jahr 2018 steigt er auf 1,5 Mio. b/d. Wir schätzen, dass die Rückgänge bei einem fortgesetzten Produktionswachstum von 1,5 Mio. b/d pro Jahr bis 2022 4 Mio. b/d erreichen werden. Das bedeutet: Um 2022 ein Produktionswachstum von 1,5 Mio. b/d aufrechtzuerhalten, müssten die Bohrunternehmen in jenem Jahr 5,5 Mio. b/d an neuem Angebot erschließen, mehr als die gesamte heutige Förderung.
Zweitens war der Einbruch der US-Erdgaspreise hauptsächlich auf die relativ geringe Größe des Marktes zurückzuführen und nicht auf ein unaufhaltsames Produktionswachstum: Man kann argumentieren, dass das Aufkommen von Schiefergas eine verheerende und dauerhafte Wirkung auf die US-Gaspreise hatte. Im Jahr 2008 lagen die Henry-Hub-Preise bei bis zu 15 USD/MMBtu. In den vergangenen Jahren bewegten sich die US-Erdgaspreise trotz rekordkalter Winter in einer Spanne von 2 bis 4 USD/MMBtu. Dies könnte den Eindruck erwecken, die US-Erdgasproduktion sei, angetrieben durch Schiefergas, in den vergangenen 10 Jahren unaufhaltsam gewachsen. Die US-Produktion von trockenem Erdgas ist seit 2009 jedoch im Durchschnitt nur um 3,4 % pro Jahr gewachsen und hat in einem einzelnen Jahr nie 7,5 % überschritten. Anders als der US-Ölmarkt ist der US-Erdgasmarkt ein relativ abgeschotteter nationaler Markt mit sehr geringen Importen und Exporten. Deshalb genügte dieses Produktionswachstum, um die US-Gaspreise dauerhaft zu drücken. Der US-Ölmarkt hingegen ist Teil eines globalen Marktes mit massiven Import- und Exportströmen. Die US-Rohölproduktion macht nur etwa 11 % des weltweiten Angebots aus, Schieferöl etwa 6 %. Sollen die US-Ölproduzenten also 100 % des weltweiten Nachfragewachstums decken und Rückgänge andernorts ausgleichen, ist dies eine weitaus größere Aufgabe. Zur Einordnung: Die gesamte US-Rohölproduktion müsste in den nächsten fünf Jahren durchschnittlich um über 10 % pro Jahr wachsen, was bedeutet, dass die Schieferölproduktion um nahezu 20 % pro Jahr wachsen müsste. Unter Berücksichtigung der Förderrückgangsraten müsste das Produktionswachstum aus neuen Bohrungen bei nahezu 60 % pro Jahr liegen.
Ein anhaltendes Produktionswachstum von 1,5 Millionen b/d halten wir daher für sehr unwahrscheinlich.
Nur ein einziges Mal, und zwar für einen sehr kurzen Zeitraum im Jahr 2015, ist die US-Produktion jemals so schnell gewachsen. Wichtig ist, dass die US-Produktion damals bereits an physische Grenzen stieß: Trotz Infrastrukturinvestitionen in Milliardenhöhe konnten Pipelines, Tankkapazitäten sowie die Kapazitäten für Fracking-Sand mit dem regionalen Wachstum der Rohölproduktion kaum Schritt halten. Dies führte wiederholt zu stark reduzierten lokalen Rohölpreisen und zu massiven Kostensteigerungen.
Hinzu kommt ein wachsendes Missverhältnis zwischen der Rohölqualität und der Nachfrage der Raffinerien. Vor dem Schieferölboom investierten US-Raffinerien zig Milliarden US-Dollar, um ihre Anlagen für die Verarbeitung von schwerem, schwefelreichem Rohöl aufzurüsten. Die weltweite Produktion von leichtem, schwefelarmem Rohöl ging zurück, und die meisten neuen Projekte in der Planung würden schweres Rohöl liefern. Das gesamte neue Rohöl aus Kanada, das als Rettung der US-Raffinerieindustrie gelten sollte, war schweres Rohöl aus Ölsand. Schieferöl ist hingegen typischerweise äußerst leicht. Tatsächlich handelt es sich bei einem großen Teil der Produktion nicht einmal um Rohöl, sondern um NGLs (Natural Gas Liquids, Erdgasflüssigkeiten), die eher in petrochemischen Anlagen als in Raffinerien verarbeitet werden8. Trotz des Schieferölbooms sind in den USA keine größeren Raffinerieerweiterungen geplant, die die Nachfrage nach leichtem, schwefelarmem Rohöl erhöhen würden, geschweige denn eine neue Raffinerie. Tatsächlich konnte die US-Produktion überhaupt nur weiter wachsen, weil das 40 Jahre alte Rohölexportverbot aufgehoben wurde, was 2015 geschah. Das Problem verlagerte sich jedoch lediglich. Aufgrund des Gesetzes gab es bei der Aufhebung des Verbots nur sehr geringe Exportkapazitäten. Diese werden nun ausgebaut, doch wie schnell das geschehen kann, ist begrenzt. Hinzu kommt, dass die US-Produzenten mit kanadischen Produzenten konkurrieren werden, die ebenfalls zunehmend auf US-Häfen für den Export ihres Rohöls angewiesen sein werden.
Darüber hinaus sind praktisch alle außerhalb der USA neu gebauten Raffinerien ebenfalls für die Verarbeitung von schwerem, schwefelreichem Rohöl ausgelegt. Derzeit gibt es weltweit noch ausreichend Kapazität für leichtes, schwefelarmes Rohöl, um die wachsenden US-Exporte aufzunehmen. Sollten jedoch mehr als 100 % des weltweiten Produktionswachstums aus leichtem, schwefelarmem Rohöl und NGLs bestehen, lässt sich das Problem irgendwann nicht mehr durch Export lösen.
Insgesamt gibt es eine Reihe limitierender Faktoren, die das Wachstum der US-Rohölproduktion in den nächsten Jahren vor große Herausforderungen stellen werden. Wir glauben nicht, dass die US-Produktion über das Jahr 2019 hinaus um 1,5 Millionen b/d oder sogar mehr wachsen kann. Wir sind jedoch der Ansicht, dass genau dies derzeit in den Preisen für längere Laufzeiten eingepreist ist.
ALLES IM ZUSAMMENHANG: DIE NÄCHSTEN 12 BIS 18 MONATE
Nach drei Jahren extrem hoher Lagerbestände sind die weltweiten Erdölvorräte nun wieder auf einem normalen Niveau. Die US-Bestände sind stärker gesunken als andere, wobei die Bestände in Cushing Anfang dieses Jahres unter das Niveau von 2014 fielen. Angesichts der OPEC-Förderkürzung hatten wir dies erwartet, wenn auch nicht in so schnellem Tempo. Der Grund ist, dass sich auch die weltweiten Förderrückgangsraten beschleunigt haben. Die Nicht-OPEC-Produzenten ohne Schieferöl haben eindeutig auf den starken Preisrückgang reagiert, wenn auch etwas zeitverzögert. Im Jahr 2017 gingen 1,4 Millionen b/d aus neuen Nicht-OPEC-Projekten ohne Schieferöl in Betrieb, doch die Produktion stieg nur um 100 kb/d, was für das Jahr auf eine Basisrückgangsrate von nahezu 3 % schließen lässt. Aktuellere Daten deuten darauf hin, dass sich die Rückgangsraten Anfang 2018 weiter beschleunigt haben. Man kann argumentieren, dass sich die Preise gegenüber dem Vorjahr deutlich erholt haben, und es gibt Grund zu der Annahme, dass sich der Abwärtstrend bei den Rückgangsraten teilweise umkehren wird. Dadurch kann die Nicht-OPEC-Produktion ohne Schieferöl 2018 und 2019 um 0,2 mb/d wachsen. Die US-Schieferölproduktion wuchs 2017 um 0,7 mb/d, und wir erwarten, dass sich dies 2018 und 2019 auf 1,5 mb/d erhöht. Netto erwarten wir, dass das gesamte Nicht-OPEC-Angebot in den nächsten zwei Jahren um 1,7 Millionen b/d wächst.
Diesem Angebotswachstum steht ein Nachfragewachstum von 1,5 Millionen b/d gegenüber, genauso viel wie im Vorjahr9. Im Jahr 2017 wies die globale Ölbilanz jedoch ein Defizit von 0,5 Millionen b/d auf. Die kommerziellen Lagerbestände liegen inzwischen am unteren Ende der Bandbreite. Das bedeutet, dass die Bestände nicht mehr nennenswert sinken können, ohne dass die Raffinerien in Schwierigkeiten geraten. Um den Markt wieder ins Gleichgewicht zu bringen, muss das globale Angebot 2018 daher um 2 Millionen b/d wachsen. Folglich muss die OPEC ihre Produktion in diesem Jahr um 0,3 Mio. b/d steigern. Das bedeutet, dass die OPEC nicht weitere freie Kapazitäten aufbauen, sondern einen Teil ihrer freien Kapazitäten in Anspruch nehmen muss (siehe Tabelle 1). Wir glauben, dass der Markt dies derzeit nicht erkennt. Unserer Einschätzung nach geht die vorherrschende Marktmeinung davon aus, dass die OPEC zumindest ihre derzeitigen Förderkürzungen für den Zeitraum 2018–2019 beibehalten muss, um einen erneuten Lageraufbau zu vermeiden.
Verschärft wird das Problem unserer Ansicht nach dadurch, dass einige OPEC-Produzenten sich in einem regelrechten Niedergang befinden. So ist die Produktion Venezuelas in den vergangenen sechs Monaten im Jahresvergleich um 0,4 Mio. b/d zurückgegangen. Die Rückgänge beschleunigen sich und liegen derzeit näher bei 0,6 Mio. b/d. Das bedeutet, dass die zentralen OPEC-Produzenten (Saudi-Arabien, Kuwait, Katar, VAE) in erheblichem Umfang freie Kapazitäten reaktivieren müssen, nur um den Ausfall Venezuelas auszugleichen.
Hinzu kommt der ungewisse Ausblick für die iranischen Exporte. Präsident Trump kündigte am Dienstag, dem 8. Mai 2018, an, dass die USA aus dem Atomabkommen von 2015 aussteigen werden, das er als „im Kern fehlerhaft“ bezeichnete. Die vor dem Abkommen geltenden Sanktionen sollen schrittweise wieder in Kraft gesetzt werden. Zwar würden Sanktionen gegen Unternehmen, die Rohöl importieren, letztlich erst am 2. November 2018 wirksam, doch hat das Finanzministerium eine Mitteilung herausgegeben, in der es Unternehmen, die eine Ausnahmegenehmigung anstreben (unter dem alten Sanktionsregime übliche Praxis), rät, ihre Importe bereits jetzt zu reduzieren, um guten Willen zu zeigen. Daher dürften die iranischen Exporte umgehend zurückgehen. Zwar ließ Präsident Trump die Tür für ein neues Abkommen offen, doch wird dieser Rückgang der iranischen Exporte (und damit der Produktion) die OPEC-Produktion in den kommenden Monaten beeinflussen. Als die USA und ihre Verbündeten zuletzt Sanktionen gegen iranische Exporte verhängten, folgte darauf jedoch unmittelbar eine koordinierte Freigabe von Öl aus den strategischen Erdölreserven (SPR), wobei die USA den größten Teil beisteuerten.
Historisch betrachtet war die globale Freigabe aus den strategischen Reserven zum Ausgleich des durch die Iran-Sanktionen verursachten Produktionsausfalls jedoch deutlich geringer als der Angebotsverlust. Die iranische Produktion war von Mitte 2012 bis Anfang 2016 um 1 Million b/d beeinträchtigt, was einen Gesamtverlust von über 1 Milliarde Barrel iranischer Produktion bedeutete. Dagegen wurde nur der Verkauf von 60 Millionen Barrel Öl aus den strategischen Reserven am Markt genehmigt, und nur etwa die Hälfte davon wurde letztlich entnommen. Man kann argumentieren, dass die Welt damals kein zusätzliches Öl aus den strategischen Reserven benötigte. Die zentralen OPEC-Mitglieder steigerten ihre Produktion nahezu sofort und glichen den Ausfall aus. Daher ist unklar, wie viel mehr Rohöl freigegeben worden wäre, wenn es nötig gewesen wäre. Wichtig ist: Es wäre heute ein weitaus größeres Problem, wenn die Welt sich darauf verlassen müsste, dass die freien Kapazitäten der OPEC einen Rückgang der iranischen Exporte in gleicher Größenordnung ausgleichen. Wir glauben jedoch, dass die USA diesmal wahrscheinlich bereit wären, mehr Rohöl aus den strategischen Reserven freizugeben. Die rasch wachsende US-Produktion und der damit verbundene Anstieg der inländischen kommerziellen Lagerbestände haben den Bedarf an strategischen Reserven in den vergangenen Jahren drastisch verringert, was unter der Obama-Regierung zu der strategischen Entscheidung führte, einen Teil der staatlich gehaltenen Bestände zu verkaufen. Die Trump-Regierung hat diese Strategie fortgesetzt, und für später in diesem Jahr ist bereits die Freigabe weiterer Barrel geplant. Zudem schlug die Trump-Regierung 2017 vor, über einen Zeitraum von 10 Jahren 270 Millionen Barrel zu verkaufen, völlig unabhängig von der Situation im Iran. Die aktuelle Regierung ist also eindeutig nicht dagegen, strategische Reserven bei Bedarf freizugeben. Unserer Ansicht nach kann und wird ein kurzfristiger Ausfall iranischer Rohölproduktion, wenn Raffinerien weltweit ihre Importe reduzieren, um Ausnahmegenehmigungen zu erhalten, höchstwahrscheinlich durch eine Freigabe aus den US-Reserven ausgeglichen werden. Voraussetzung ist allerdings, dass relativ bald ein neues Abkommen zustande kommt. Eine Rückkehr zu vollständigen Sanktionen, die die Exporte um 1 Million b/d senkt, ließe sich nicht durch Freigaben aus den strategischen Reserven auffangen und würde zu einer Inanspruchnahme der freien OPEC-Kapazitäten führen, die deutlich geringer sind als 2012.
Aus fundamentaler Sicht erwarten wir daher, dass die Lagerbestände 2018 und 2019 auf diesen niedrigen Niveaus bleiben. Das impliziert, dass der Markt in Backwardation bleibt. Zudem sehen wir für länger laufende Preise von hier aus nur sehr wenig Abwärtspotenzial. Tatsächlich erwarten wir, dass die nächste Bewegung beim Öl darin bestehen wird, dass die länger laufenden Preise anzusteigen beginnen, wie wir weiter unten genauer erläutern. Mit einer Untergrenze am hinteren Ende der Kurve und deutlichen Zeitspreads sehen wir daher bei den Spotpreisen (Brent) von hier aus nicht viel Abwärtspotenzial, und die Risiken sind nach oben gerichtet.
Das Hauptrisiko für diesen Ausblick ist das Wirtschaftswachstum. Man kann argumentieren, dass die US-Wachstumsdaten in den vergangenen Monaten insgesamt stark waren. Global zeigen sich jedoch Risse, und selbst in den USA fielen die jüngsten Daten zum Chicago PMI nicht überzeugend aus. Wir erwarten derzeit ein globales Wirtschaftswachstum von 4,1 % im Jahr 2018, nach 3,8 % im Jahr 2017. Aufgrund des Gegenwinds durch steigende Ölpreise entspricht dies einem Nachfragewachstum von lediglich 1,5 Mio. b/d, genauso viel wie im Vorjahr. Eine Veränderung des globalen Wirtschaftswachstums um 1 % entspricht in etwa 850.000 b/d Nachfragewachstum. Eine moderate Verlangsamung des Wirtschaftswachstums würde daher lediglich den Zeitpunkt hinausschieben, zu dem die freien Kapazitäten der OPEC wieder ans Netz gehen müssten. Unserer Einschätzung nach bräuchte es einen schwereren globalen Wirtschaftsschock, ähnlich dem von 2008, um diesen Ausblick wesentlich zu verändern.
Das andere Preisrisiko ergibt sich aus der Positionierung. Die kombinierte spekulative Netto-Long-Position bei Brent und WTI liegt nahe an Rekordständen. Bei Brent liegt sie nur knapp unter dem Rekord vom Januar. Dafür gibt es mehrere Gründe. Erstens haben trendfolgende CTA-Strategien in einen steigenden Markt investiert, da die Ölspotpreise seit zwei Jahren in Folge steigen und die Fundamentaldaten weiterhin äußerst robust sind. Zweitens sind Terminpositionen ein Nullsummenspiel. Jeder Short-Position eines Produzenten muss eine entsprechende Long-Position eines Nicht-Produzenten gegenüberstehen. Da die US-Produktion aufgrund höherer Preise rasch zunimmt, müssen Produzenten mehr Produktion auf Termin verkaufen, und nur weil Produzenten mehr verkaufen müssen, wollen Verbraucher nicht zwangsläufig mehr kaufen; hier kommen Spekulanten ins Spiel. Dies würde jedoch vor allem WTI betreffen, und bei Brent sehen wir eine noch höhere spekulative Netto-Long-Position. Drittens haben die drohenden erneuten Sanktionen gegen iranische Exporte die spekulativen Positionen offensichtlich auf diese Niveaus getrieben. Interessanterweise fielen die Rohölpreise kurz vor der Ankündigung von Präsident Trump, dass die USA aus dem Atomabkommen mit dem Iran aussteigen würden, stark. Unserer Ansicht nach war die Ankündigung, und insbesondere der Hinweis des US-Finanzministeriums, Importeure sollten ihre iranischen Käufe jetzt reduzieren, um später Ausnahmegenehmigungen zu erhalten, härter, als der Markt erwartet hatte. Die Mehrheitsmeinung ging davon aus, dass das Abkommen irgendwie ausgesetzt würde, die Tür für Neuverhandlungen aber offen bliebe. Nur sehr wenige hatten mit einer unmittelbaren Auswirkung auf die Exporte gerechnet. Dass die Preise trotz eines eindeutig preisstützenden Ergebnisses sofort nachgaben, deutet daher darauf hin, dass die aktuelle Long-Positionierung im Markt instabil ist und erneut auf die Probe gestellt werden könnte, wenn eine Freigabe aus der SPR angekündigt wird. Unabhängig von der Ursache hätte ein Abbau der spekulativen Netto-Long-Position erhebliche Auswirkungen auf die Terminstruktur. Unser Zeitspread-Modell legt nahe, dass etwa die Hälfte des 1-60-Monats-Zeitspreads bei Brent durch die extreme spekulative Positionierung bedingt ist. Mit anderen Worten: Bei neutraler spekulativer Positionierung würde unser Modell Brent-Spotpreise von etwa 10 % niedriger vorhersagen. Wir sind der Ansicht, dass ein Ausverkauf infolge der Auflösung der rekordhohen spekulativen Netto-Long-Position eine hervorragende Einstiegsgelegenheit bieten würde, da der Markt fundamental für die nächsten 18 Monate stark aussieht.
ALLES ZUSAMMENGEFASST: DIE NÄCHSTEN FÜNF JAHRE UND DARÜBER HINAUS
Der Zeitraum von 2020 bis 2022 wird von einer rückläufigen Produktion außerhalb der OPEC (ohne Schieferöl) und einer Verlangsamung der US-Schieferölproduktion geprägt sein. Das bedeutet, dass die OPEC nicht nur alle ihre freien Kapazitäten wieder aktivieren muss, sondern auch neue Kapazitäten aufbauen muss, und zwar schnell. Wir glauben, dass sich dies als schwierig erweisen wird, und es besteht ein sehr hohes Risiko, dass der Markt in einigen Jahren erneut durch Nachfragezerstörung ausgeglichen werden muss, die über höhere Spotpreise erreicht wird.
Wir sind jedoch der Ansicht, dass zuvor die längerfristigen Preise steigen müssen, um umfangreiche Investitionen in künftige konventionelle Produktion außerhalb der OPEC auszulösen. Bei 55 USD/bbl geschieht dies eindeutig nicht. Ein längerfristiger Preis von 55 USD/bbl signalisiert, dass der Markt davon ausgeht, dass Schieferölproduzenten das gesamte künftige Produktionswachstum liefern werden. Wie oben dargelegt, ist das schlicht nicht möglich. Wir benötigen umfangreiche Investitionen in konventionelle Projekte, und wir benötigen auch neue Investitionen der OPEC für 2022 und darüber hinaus.
Unabhängig davon, wohin sich die Spotpreise kurzfristig entwickeln, muss die nächste große Bewegung daher unserer Ansicht nach bei den längerfristigen Preisen stattfinden. Wir glauben, dass ein Preisanstieg von mindestens 35 % erforderlich ist, um ausreichende Investitionen zu erhalten, damit das Angebot der Nachfrage schließlich folgen kann. Dabei sind Kostensteigerungen noch nicht berücksichtigt. Je länger das hintere Ende der Kurve gedrückt bleibt, desto schlimmer wird das Problem in einigen Jahren werden. Wichtig ist: Anders als der Anstieg der Spotpreise, der keinen Einfluss auf den Goldpreis hatte, ist bei einem Anstieg der längerfristigen Ölpreise zu erwarten, dass er den Goldpreis deutlich nach oben treibt. Wir werden dies in einem Bericht in den kommenden Wochen genauer untersuchen.
1. Backwardation bezeichnet einen Markt, in dem Kassa- und kurzfristige Terminkontrakte über längerfristigen Terminkontrakten gehandelt werden. Die Terminstruktur ist fallend. Eine steigende Terminstruktur wird als Contango bezeichnet. Manchmal wird ein Teil der Kurve im Contango und ein Teil in Backwardation gehandelt. Bei niedrigen Lagerbeständen befindet sich der Markt typischerweise in Backwardation und umgekehrt.
2. Contango beschreibt eine Preiskurve für Rohstoffe, bei der Spotpreise und kurzfristige Terminkontrakte unter den längerfristigen Terminkontrakten notieren. Das Gegenteil wird als Backwardation bezeichnet: Hier notieren Spotpreise und kurzfristige Terminkontrakte über den längerfristigen Terminkontrakten. Exhibit 4 zeigt eine Contango-Terminstruktur (schwarze Kurve) und eine Backwardation-Terminstruktur (goldene Kurve).
3. Solange die Preise über den Betriebskosten bleiben. Nach oben gibt es keine Preiselastizität. Die Produktion reagiert nur auf extreme Preisrückgänge.
4. Im Durchschnitt notierten sowohl die Spotpreise als auch die 5-Jahres-Terminpreise von 1992 bis 2000 bei rund 17 USD/Barrel. Ende 1998 erreichten die Preise für Rohöl der Sorte Brent ihren Tiefpunkt. Die Spotpreise lagen bei 10 USD/Barrel, die 5-Jahres-Terminpreise bei 15 USD/Barrel.
6. Wichtig: Wie wir bereits gezeigt haben, war dieser starke Anstieg der längerfristigen Energiepreise der wichtigste Treiber der Goldpreisrallye in diesem Zeitraum.
7. Es besteht ein ebenso hohes Risiko, dass die libysche Produktion erneut einbricht, sollten die Konflikte wieder aufflammen.
8. Obwohl NGLs aus historischen Gründen in den Rohölbilanzen als Rohöl gezählt werden (weil Petrochemieanlagen zwischen Erdölprodukten und NGLs als Einsatzstoff wechseln würden), können NGLs derzeit nicht zu Benzin und Diesel verarbeitet werden, sondern nur zu Kunststoffen. Zwar ist es technisch möglich, nahezu jede Kohlenwasserstoffquelle in Kraftstoff für den Verkehr umzuwandeln (z. B. in Gas-to-Liquids-Anlagen), doch ist dies nicht nur technisch anspruchsvoll, sondern alle bisherigen Versuche haben sich als äußerst kostspielig erwiesen. Nach unserem Kenntnisstand ist kein Projekt in kommerzieller Größenordnung in Vorbereitung, das darauf ausgelegt ist, NGLs als Einsatzstoff für die Herstellung von Kraftstoffen für den Verkehr zu nutzen.
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