default-logo

Почему так различаются цены на WTI и Brent?



Почему так различаются цены на WTI и Brent?
Мы все слышали, по крайней мере, частичное объяснение по поводу разницы цен сортов нефти West Texas Intermediate (WTI) и Brent. Считается, что на Среднем Западе США наблюдается избыток поставок из-за канадского импорта, и этот поток не получается направить в район Мексиканского залива ввиду недостатка транспортных мощностей в этом направлении. Я провел небольшое исследование и попытался добавить немного контекста и деталей. Например, я считаю, что открытие 2 трубопроводов из Канады (один в апреле 2010, второй – в феврале 2011) поспособствуют усилению данной проблемы, также как и рост добычи в Северной Дакоте.
На данный момент нефть Залива доставляется на Средний Запад посредством 2 трубопроводов (Seaway мощностью 430,000 баррелей в день и Capline – 1.2 миллиона баррелей в день). Конфликт между поставками с Залива и с Севера привел к избыточному предложению сырой нефти для основного потребителя – нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Среднего Запада и, как результат, к снижению цен на сорт WTI на терминале Кушинг. В то же время, спрос на продукцию НПЗ остается высоким, что позволяет удерживать цены на нефтепродукты на высоком уровне, несмотря на снижение цен на сырье. Эта ситуация предоставляет нефтепереработчикам отличные возможности для получения сверхприбылей.
Существуют несколько путей решения проблемы. Одним из них является уменьшение поставок с Залива, однако, компания Conoco Phillips, одна из владельцев трубопровода Seaway (и НПЗ Среднего Запада) не заинтересована в таком сценарии. Низкие цены сами по себе могли бы привести к снижению предложения нефти из Залива, и могли бы хотя бы частично облегчить ситуацию.
Автомобильные и железнодорожные перевозки нефти также могут стать частичным решением проблемы, однако организация этого масштабного процесса займет много времени. В случае введения данных альтернативных перевозок и соответствующих транспортных издержек можно было бы ожидать роста цены на WTI на $10-15 за баррель, и соответственно сокращения текущего ценового разрыва с сортом Brent.


График 1. Котировки спот на Brent и West Texas Intermediate по данным US Energy Information Agency (EIA).

Видно, что ценовой разрыв между сортами начался в декабре 2010 и продолжил расширяться в 2011. Ниже представлены детали происходящего и перспективы сужения разрыва.

Рост добычи в Северной Дакоте и Канаде.
Предпосылками всей ситуации стали рост добычи в регионе PADD2 (территориальное обозначение EIA Среднего Запада, включающее регион Бакен в Северной Дакоте), а также растущий импорт нефти в PADD2 из западной Канады.


График 2. Импорт из Канады в PADD2 (данные EIA).

Хотя график показывает рост импорта с начала 90-х, в ближайшем прошлом не заметно никакой значительной повышательной динамики. Последние 8 месяцев, показанные в следующем графике, показывают некоторую нестабильность поставок, которая объясняется эпизодами закрытия магистралей и их неполной загрузкой из-за случаев утечек нефти.


График 3. Импорт в PADD2 с июля 2010 (данные EIA).

Наибольшая заслуга в динамике роста добычи принадлежит региону Бакен, Северная Дакота.


График 4. производство нефти в PADD2 по ноябрь 2010 (данные EIA).

Этот график включает всех производителей региона PADD2. Северная Дакота добывает половину всей нефти региона, и единственная показывает динамику роста. Данные показаны только по ноябрь 2010, однако я уверен в дальнейшей повышательной динамике в декабре, январе и феврале.
Таким образом, добыча в PADD2 со стороны США значительно выросла в последнее время, однако занимает незначительную долю всей добычи, в то время как канадский импорт стабильно растет, хотя и не такими высокими темпами. Оба источника поставок оказывали бы давление на загрузку НПЗ Среднего Запада, если бы этот рынок уже был бы связан ограничениями.

Производственные мощности НПЗ Среднего Запада.
Многие говорят о недостаточной мощности заводов региона. Исторические данные недоступны, однако считается, что Средний Запад когда-то был загружен более эффективно.




Подписывайтесь на канал "Stockinfocus" в Яндекс.Дзен, чтобы первыми узнавать о главных новостях и важнейших событиях дня.  


График 5. Структура производственных мощностей НПЗ США (данные EIA).

На текущий момент Средний Запад занимает порядка 18% всех мощностей НПЗ страны, перерабатывая примерно 3,3 миллиона баррелей в день. Канадский импорт поставляет порядка 1,3 миллиона баррелей в день, добыча PADD2 составляет 800 тысяч баррелей в день, всего на НПЗ поставляется порядка 2,1 миллиона баррелей в день. Этого недостаточно для региона, потребляющего около 4,9 баррелей в день, и именно это является причиной существования трубопроводов, питающих регион с Залива.
Первый из них – Seaway поставляет сырую нефть на терминал Кушинг (мощность 430 тысяч баррелей в день), второй – Capline транспортирует нефть от Луизианы до Южного Иллинойса. Именно конфликт поставок с Севера и Юга привел к избыточному предложению на рынке НПЗ Среднего Запада.
Следует заметить, что не все НПЗ способны перерабатывать тяжелую канадскую нефть. Существуют и другие технологические различия заводов, делающие предпочтительными работу с определенными типами нефти. И даже если бы рынок региона был сбалансирован в части предложения и спроса, из-за этих технологических особенностей некоторые заводы были бы неравномерно загружены.


График 6. Использование производственных мощностей НПЗ региона PADD2 и США.

По данным EIA, НПЗ региона PADD2 (Средний Запад) задействуют 95% мощностей, в то время как некоторые другие заводы загружены только на 75%, что негативно отражается на прибыльности. Уровень загрузки зависит также от сезонности. Если завод загружен полностью в зимнее время, то полная летняя «нормальная» загрузка уже невозможна. То есть, превышение лимитов загрузки также видится частью проблемы.
Являясь основными покупателями сырой нефти, НПЗ не будут покупать сырья больше, чем они могут переработать, если не считать будущих поставок. Именно это поведение наблюдается на примере сорта WTI.


График 7. Использование производственных мощностей НПЗ США, % (данные EIA).

График показывает, что загрузка мощностей на 95% не является чем-то особенным для всей индустрии. Также видна отрицательная динамика загрузки в период с 1995 по 2005 года. Таким образом, наблюдается проблема простаивающих мощностей НПЗ в США, которую могла бы решить грамотная организация транспортировки.

Проблемы нефтепроводов.
Нефтепроводы сами по себе являются частью проблемы, в частности те из них, что не поставляют нефть в Залив. Недавно открылись 2 новых ветки. Первая из них — Enbridge’s Alberta Clipper Line, открылся в апреле 2010 и способен транспортировать 450 тысяч баррелей в день из Хардисти, Альберта в Супериор, Висконсин, откуда он вливается в сеть США.


Карта 8. нефтепроводы Канады и США по состоянию на июль 2010 (данные Canadian Association of Petroleum Producers)

Ветка Alberta Clipper показана на карте красной линией (обозначена цифрой 1). Эта ветка, несомненно, приняла участие в росте импорта в PADD2, происходившим начиная с начала 2010. Однако рост этот не был значительным, судя по графику 2. Одной причиной, по которой Alberta Clipper не повлияла сильно на рост импорта в США, является то, что данная ветка не загружена полностью – это результат слишком оптимистичных прогнозов добычи канадской нефти.

Другой причиной недостаточного роста являются закрытия веток из-за утечек и последующего понижения мощности в сети США. Первая утечка произошла 8 июля 2010 года на линии 6В в Мичигане (проектная мощность 290 тысяч баррелей в день, фактическая 190 тысяч баррелей в день). Вторая авария случилась 9 сентября 2010 года на линии 6А в Чикаго (проектная мощность 670 тысяч баррелей в день, фактическая на день аварии 459 тысяч баррелей в день). После ремонта компании Enbridge было предписано снизить рабочее давление в нефтепроводах. Считается, что данное уменьшение давления привело к снижению пропускной способности линии 6А на 300 тысяч баррелей в день, что, в конечном счете, предотвратило увеличение поставок в США. Я не удивлюсь, если эти утечки продолжат происходить – реальная проблема в неспособности старых веток сети США справиться с тяжелой канадской нефтью.
Вследствие того, что поставки через ветку Alberta Clipper не сильно увеличили импорт, сырая нефть продолжает складироваться в Канаде. В статье Рейтерс от 24 января сказано: «Канадские нефтепроводы испытывают проблемы с использованием своих мощностей после аварий на 2 линиях компании Enbridge, вылившихся в затоваривание хранилищ в Альберте. С тех пор местные нефтедобытчики пытаются избавиться от избытка сырья, постоянно запрашивая увеличения пропускной способности нефтепроводов.

Второй нефтепровод, Canada’s Keystone, мощностью 590 тысяч баррелей в день, был запущен 8 февраля 2011 года (обозначен цифрой 2 на графике 8). Вследствие недавнего запуска, эффект от его работы на графике 3 отсутствует. Новая секция транспортирует нефть из Стил-сити, Небраска до терминала Кушинг, и каждый день перекачивает 145 тысяч баррелей в день. Это добавляет избыточного предложения на рынок Среднего Запада с уже полностью загруженными НПЗ. Мне кажется, что открытие этой линии является головной болью нефтепереработчиков региона. Им остается только снижать закупочные цены, при этом понимая, что увеличить потребление сырья они уже не в состоянии.

Хранилища переполнены?

График 9. Запасы сырой нефти в хранилищах PADD2, включая Кушинг (данные EIA).

Рост запасов в хранилищах нефти показывает восходящий тренд с тех пор, как 1 апреля 2020 года начала работу ветка Alberta Clipper. Видна выраженная корреляция между изменениями запасов и динамикой импорта в PADD2 (график 3). С начала открытия ветки до дня первой утечки 26 июля 2010 (116 дней), запасы увеличились с 85 до 97,7 миллионов баррелей, то есть каждый день запасы увеличивались на 109 тысяч баррелей в день.
Как только произошла утечка, запасы сократились до 90,7 миллионов баррелей вплоть до момента, когда линия 6В была вновь введена в строй в режиме пониженного давления 27 сентября 2010 года. График 3 показывает, что импорт начал расти в районе 1 ноября 2010 года. В период с 1 ноября 2010 года по 11 февраля 2011 запасы вновь выросли с 90,7 до 99,2 миллионов баррелей, это рост на 8,5 миллионов баррелей за 102 дня, или 83 тысячи баррелей в день дневного прироста. Таким образом, регион PADD2 не смог осилить дополнительное предложение, поставляемое веткой Alberta Clipper. Неудивительно, что НПЗ обеспокоены расширением ветки Trans Canada’s Keystone, способным еще больше затоварить рынок.

Способно ли понижение цен на нефть понизить цена на бензин?

График 10. Средняя цена на бензин в PADD2 и США (данные EIA).

Низкие цены на сырую нефть в PADD2 пока что не привели к понижению цен на бензин, и этому есть 3 причины. Во-первых, спрос на нефтепродукты в регионе остается высоким. Во-вторых, непонятно на самом ли деле НПЗ воспользовались преимуществами низких цен – они могли работать по долгосрочным контрактам или понести расходы по хеджированию. И, в-третьих, так как регион потребляет больше нефтепродуктов, чем производит, то ценовая картина может быть смазана более дорогим импортом из других нефтеперерабатывающих регионов.

Как решить проблему?
Некоторые предполагают, что нефтепровод TransCanada’s Keystone XL (обозначен цифрой 3 на графике 8) поможет решить проблему по вводу его в эксплуатацию в 2013 году. Я в этом сильно сомневаюсь. Ветка еще не одобрена и встретила сильную оппозицию со стороны США. Также непонятно хватит ли канадской нефти для заполнения новой ветки, учитывая, что 2 недавно запущенных трубопровода далеки от полной загрузки. Канада также имеет альтернативные пути для транспортировки – на графике 8 это ветки 4, 5 и 6, ведущие к Западному побережью.
Для решения текущих проблем приоритетным представляется вариант ветки из Кушинга к побережью Мексиканского залива. Но даже этот участок ветки Keystone XL встретил серьезную оппозицию и не будет готов до 2013 года, при условии его одобрения и своевременного запуска. Если будет запущена секция Keystone XL из Канады, это увеличит объем нефти, которую нужно транспортировать в Залив.
Как было упомянуто ранее, существует ветка Seaway мощностью 430 тысяч баррелей в день от Залива до терминала Кушинг. Если развернуть эту ветку в обратном направлении, то теоретически проблема была бы решена, при условии полного обеспечения всех НПЗ нужными типами сырья. Однако, ConocoPhillips, один из владельцев ветки Seaway заявил о незаинтересованности в развороте нефтепровода. Их можно понять – ConocoPhillips также владеет НПЗ на Среднем Западе и прямо заинтересован в дифференциале цен на нефть и нефтепродукты в регионе. Однако есть также другая весомая причина в сохранении текущего положения дел – разворот ветки приведет к изменению сальдо поставок нефти на 860 тысяч баррелей в день (с +430 до -430 тысяч баррелей в день). Это может сильно ударить даже по региону с текущим избытком предложения.

Если цена на сырую нефть на Среднем Западе будет оставаться низкой еще достаточно долго, продавцы должны будут найти другие рынки и, как следствие, нефтепроводы Seaway и Capline снизят задействованную мощность. Это могло бы стать естественным решением проблемы. При пессимистичном сценарии все-таки существует возможность того, что владельцы ветки Seaway передумают и перенаправят её в направлении Залива.
Другой альтернативой стали бы альтернативные перевозки. По оценкам Дэнниса Гартмана, себестоимость перевозки 1 барреля по маршруту Кушинг-Залив будет составлять $10 автомобильным транспортом и $6 – железнодорожным при условии наличия достаточного количества грузовиков и поездов. Можно предположить, что ценовой дифференциал между сортами WTI и Brent сократится до $10-15 за баррель из-за дополнительных издержек.
Так или иначе, дальнейший рост этого ценового разрыва видится маловероятным, скорее всего он даже начнет сокращаться. Если ничего не изменится, по мере снижения предложения нефти загрузка нефтепроводов из Залива на Средний Запад уменьшится, тем самым предоставив местным нефтедобытчикам больше возможностей на рынке.

Использованы материалы: ourfiniteworld



Подписывайтесь на канал "Stockinfocus" в Яндекс.Дзен, чтобы первыми узнавать о главных новостях и важнейших событиях дня.  
НАВЕРХ СТРАНИЦЫ