Nafciarze ryzykują biliony

PwC odmówiła podpisania ksiąg tego kontrolowanego przez państwo kolosa, który obecnie znalazł się pod lupą policji, w związku z podejrzeniem o łapówki. Finansowanie koncernu poprzez rynki kapitałowe wyschło. Przynajmniej do czasu, aż audytorzy postawią swoją parafę.

Notowania akcji Petrobrasu spadły od swego szczytu o 87 pkt. proc. Nadzieje na to, że stanie się on pierwszą na świecie spółką wartą bilion dolarów, spełzły na niczym. Zostały mu tylko długi.

Moody's obniżyła jego rating kredytowy do poziomu Baa1. To wciąż powyżej śmieciowego, ale niewiele już brakuje. W niecały rok zadłużenie Petrobrasu wzrosło o 25 mld dol., do 170 mld dol., i jest już 5,3-krotnością jego zysku (EBITDA). Z tego ok. 52 mld dol. koncern pozyskał na światowych rynkach obligacji w ostatnich pięciu latach, od takich firm, jak Fidelity, PIMCO i BlackRock.

Część tego zadłużenia to efekt ryzykownych projektów, związanych z trudnymi i kosztownymi wierceniami głębinowymi na środku Atlantyku.

Zdaniem Carbon Tracker Initiative, próg opłacalności w przypadku tych pól może wynieść 120 dol. za baryłkę. Z różnych powodów, jest to historia bardzo podobna do tej dotyczącej „High North" w Arktyce, pól u wybrzeży Afryki Zachodniej i piasków bitumicznych w kanadyjskiej Albercie. Duże koncerny naftowe zainwestowały 1,1 bln dol. w projekty, które, aby były zyskowne, wymagają co najmniej 95 dol. za baryłkę.

Międzynarodowa Agencja Energetyczna podaje, że od 2005 r. spółki paliwowe wydały na poszukiwania i wydobycie 7,6 bln dol. Jednak żaden duży projekt z ostatnich trzech lat nie rozpoczął wydobycia przy cenie poniżej 80 dol. za baryłkę (która wyznacza granicę opłacalności).

„Kiedy ceny wynosiły średnio 100 dol., koncerny naftowe nie mogły nawet wygenerować wolnych przepływów gotówki" – mówi Mark Lewis z Kepler Cheuvreux. Zrywały nisko wiszące owoce, ale nowe pola są coraz mniej gościnne. Koszty uruchomienia produkcji są trzy razy wyższe, niż w 2000 r.

Można się było z tego wywikłać, sprzedając stare zapasy, ale w następnych pięciu latach spółki nie będą już w stanie stosować tej sztuczki. „Sądzimy, że cenowy próg rentowności dla całej branży przekracza dziś 100 dol." – dodaje Lewis.

Badanie przeprowadzone przez departament energii USA wykazało, że wiodące światowe koncerny naftowe i gazowe były po uszy w długach jeszcze przed ostatnim załamaniem cen ropy. Przez rok do marca ich zadłużenie netto wzrosło o 106 mld dol., a sprzedaż netto ich aktywów, aby pokryć coraz wyższe koszty wydobycia, wyniosła 73 mld dol.

W ciągu trzech lat, rozziew między ich wydatkami a zarobkami (w ujęciu rocznym) poszerzył się z18 mld dol. do 110 mld dol. Niemniej spółki te nadal płacą normalne dywidendy, wyprzedając rodowe srebra, aby zachować twarz.

Ta dźwignia finansowa (bardzo w stylu bańki kredytów subprime) będzie z pewnością przetestowana po czerwcowym spadku cen ropy Brent do 78 dol.

Ceny mogłyby, oczywiście, w każdej chwili znowu podskoczyć. Dane z USA, dotyczące handlu kontraktami terminowymi na surowce, pokazują, że traderzy wykupili duże zakłady na kontrakty na ropę. Długie kontrakty netto NYMEX sięgają 276 tys. Jest to zakład, że OPEC wkrótce zmniejszy produkcję.

Jednak, jak dotąd, niewiele wskazuje na to, by Saudyjczycy byli gotowi zredukować ją na tyle, by miało to jakieś znaczenie...

 

 

Na podst. Oil industry risks trillions of "stranded assets" on US-China climate Deal, Ambrose Evans-Pritchard, The Telegraph