docThe Contrarian Case for Energy
download 
Reklamacja Transkrypt
The Contrarian Case for Energy
11 stycznia 2013 r. Opracowanie tematyczne 14 kwietnia 2016 r. Kontrariańskie podejście do energetyki PUNKT WIDZENIA ZESPOŁU FRANKLIN EQUITY GROUP KLUCZOWE ZAGADNIENIA • Nasze analizy fundamentalne skłaniają nas ku przekonaniu, że presja cenowa wynikająca z rosnącej podaży spotka się z coraz większą siłą oddziałującą w przeciwnym kierunku ze strony spadków stóp procentowych i kwestii finansowych, a ewentualne odbicie może być bardziej prawdopodobne, niż sugerują niektórzy uczestnicy rynków. Frederick G. Fromm, CFA Wiceprezes Zarządzający portfelami inwestycyjnymi, analityk Franklin Equity Group • W tej dyskusji zwykle pomija się fakt, że nadpodaż jest względnie niewielka w porównaniu z całkowitym popytem globalnym. • W ostatnich miesiącach nasilał się wewnętrzny spór pomiędzy członkami OPEC dotyczący kierunku dalszych strategicznych działań organizacji, gdy niskie ceny ropy zaczęły wywierać coraz większą presję na kondycję budżetową kilku państw członkowskich. • Choć dynamika w obszarze eksploatacji łupkowych złóż ropy wprowadziła w zakłopotanie tych, którzy oczekiwali, że nagłe spadki cen przełożą się na szybkie spadki produkcji, głębsza analiza sugeruje, że presja na ograniczanie produkcji jednak narasta wraz z postępującą przeceną. • W tym kontekście generalnie pomija się występujące już w przeszłości trudności ze znalezieniem nowych złóż, co ma szczególnie duże znaczenie w świetle ciągłego spadku produkcji na świecie. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. Wprowadzenie W pierwszej połowie bieżącej dekady wzrost produkcji ropy ze złóż łupkowych śmiało można było określić jako spektakularny. Choć technologia szczelinowania hydraulicznego (służąca do eksploatacji złóż łupkowych) była stosowana od dziesięcioleci, dopiero w ostatnich latach stała się opłacalna dzięki utrzymującym się wysokim cenom ropy, dostępowi do finansowania i rozwojowi technologicznemu. W tym czasie Stany Zjednoczone awansowały z poziomu przeciętnego gracza do jednego ze światowych liderów produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego (rys. nr 1). Jednocześnie amerykański przemysł związany z eksploatacją złóż łupkowych prawdopodobnie staje się producentem o decydującym wpływie na globalny sektor energetyczny. Producentem o decydującym wpływie zwykle nazywamy spółkę, kraj lub inny podmiot, który jest w stanie znacząco wpływać na globalny stosunek podaży do popytu. Gdy rolę tę odgrywa jeden podmiot, który potrafi szybko reagować, wynikająca z tej sytuacji stabilność jest korzystna dla producentów i konsumentów. W kontekście globalnych rynków energetycznych funkcję tę od kilku dziesięcioleci pełniła Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową (OPEC) w ujęciu ogólnym, a w szczególności największy gracz należący do tej organizacji, czyli Królestwo Arabii Saudyjskiej, co zapewniało pewien stopień stabilności rynkowej. Amerykański przemysł łupkowy jawi się na tle OPEC jako zbiór niezależnych producentów kierujących się przede wszystkim względami ekonomicznymi, a nie dążeniem do stabilizacji rynku, a zatem ma mniejszą zdolność do wprowadzania skoordynowanych ograniczeń. Proces budowania równowagi jest zatem znacznie mniej skuteczny niż w przypadku szybko i zdecydowanie działającego kartelu. Amerykański przemysł łupkowy niezbyt chętnie przyjął rolę producenta o decydującym wpływie na rynek globalny — był to raczej wynik decyzji zdominowanej przez Arabię Saudyjską OPEC o zrezygnowaniu z tej roli. Saudyjczycy i ich sprzymierzeńcy zdecydowali się narzucić dyscyplinę dotyczącą produkcji na producentów spoza OPEC poprzez zwiększanie (a nie zmniejszanie) produkcji w warunkach i tak dużej podaży na rynku, co zwiększyło poziomy zapasów surowca na świecie, zaniżyło ceny ropy i przełożyło się na znaczne redukcje wydatków związanych z polami naftowymi. Jak jednoznacznie oświadczył saudyjski minister odpowiedzialny za politykę dotyczącą ropy naftowej w marcu 2015 r., „wspomaganie drogich producentów poprzez oddawanie im udziału w rynku nie jest rolą Arabii Saudyjskiej ani niektórych spośród pozostałych państw członkowskich OPEC”1. Podczas konferencji zorganizowanej na początku 2016 r. minister ponownie stwierdził, że równowagę osiąga się najlepiej, pozostawiając sprawy mechanizmom rynkowym „przy minimalnej ingerencji”2, i zapowiedział, że nie przewiduje cięć produkcji. 2000–2015 Rys. nr 1B. Szacowana miesięczna produkcja łupkowego gazu ziemnego w USA W milionach baryłek dziennie 2000–2015 W miliardach stóp sześciennych dziennie Rys. nr 1A. Produkcja ropy ze złóż łupkowych 5 45 4.5 40 4 35 3.5 30 3 25 2.5 20 2 15 1.5 1 10 0.5 5 0 2000 2001 2003 2005 2006 2008 2010 2011 2013 2015 Monterey (CA) Austin Chalk (LA & TX) Granite Wash (OK & TX) Woodford (OK) Marcellus (PA, WV, OH & NY) Niobrara-Codell (CO, WY) Bonespring (TX & NM Permian) Spraberry (TX & NM Permian) Bakken (MT & ND) Eagle Ford (TX) Yeso & Glorieta (TX & NM Permian) Delaware (TX & NM Permian) 0 2000 2001 2003 2005 2006 2008 2010 2011 2013 2015 Antrim (MI, IN & OH) Bakken (ND) Haynesville Woodford (OK) Barnett (TX) Wolfcamp (TX & NM Permian) Fayetteville (AR) Eagle Ford (TX) Haynesville (LA & TX) Marcellus (PA, WV, OH & NY) Utica (OH, PA & WV) Rest of US Shale Utica (OH, PA & WV) Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA). Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA). Kontrariańskie podejście do energetyki 2 Arabia Saudyjska i OPEC były w podobnej sytuacji na początku lat 80. ubiegłego wieku, gdy kartel znacznie ograniczył produkcję, aby pobudzić wzrost cen w obliczu wzrostu produkcji poza OPEC, będącego z kolei reakcją na rekordowo wysokie ceny i problemy z podażą w takich regionach jak Alaska czy Morze Północne. Choć ten krok doprowadził do tymczasowego podniesienia cen, stał się jednocześnie bodźcem do dalszego zwiększania podaży w okresie, gdy zużycie w krajach należących do Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD) dramatycznie spadało w efekcie zmian preferencji co do stosowanych paliw i rosnącej wydajności energetycznej. Konsekwencją był duży zator, odpowiadający ponad 20% globalnej podaży, którego wchłonięcie poprzez ograniczone dalsze wzrosty podaży i rosnący popyt zajęło niemal 20 lat. Choć skala obecnej nadpodaży blednie w porównaniu z tą notowaną w latach 80. ubiegłego wieku, OPEC najwyraźniej woli zamienić krótkoterminowy ból na długoterminowe korzyści (jak w 1985 r.) poprzez przyzwolenie na spadek cen i równoważenie sytuacji przez siły rynkowe; tym razem jednak OPEC podjęła tę decyzję znacznie wcześniej. Pierwszy ostry i nagły spadek cen ropy naftowej nastąpił mniej więcej w sierpniu 2014 r., gdy nasiliły się obawy przed powrotem na rynek produkcji libijskiej i irańskiej. Przecena przybrała na sile, gdy — pomimo niższych cen i ograniczenia działalności wiertniczej — uruchomione zostały wykonane wcześniej odwierty i produkcja surowca ze złóż łupkowych wzrosła, wykazując się większą odpornością na presję spadkową, niż przewidywało wielu obserwatorów. Obecnie, gdy media mają spory wpływ na sposób myślenia, sugerujący, że dotychczasowa produkcja się utrzyma, a niskie ceny mogą pozostać na obecnych poziomach na stałe, nie jest zaskoczeniem fakt, że te wydarzenia znacznie pogorszyły nastroje w sektorze energetycznym (rys. nr 2). Choć nie kwestionujemy faktu, że branża znajduje się obecnie w dołku, w tym okresie przychodzi nam na myśl rada Sir Johna Templetona, który mówił, że należy „inwestować w momentach największego pesymizmu”. Choć doszło do pogorszenia nastrojów, nasze fundamentalne analizy skłaniają nas ku przekonaniu, że presja cenowa wynikająca z rosnącej podaży spotka się z coraz większą siłą oddziałującą w przeciwnym Rys. nr 2A. Sektor energetyczny ujęty w indeksie S&P 500 Od stycznia 2014 r. do marca 2016 r. Cena 800 700 PERSPEKTYWY: FRANKLIN EQUITY GROUP Wybiegając myślami w pozostałe miesiące 2016 r., spodziewamy się dążenia rynków surowcowych, a w szczególności rynku ropy naftowej, do coraz większej równowagi. W takich czasach inwestorzy powinni wykazać się cierpliwością. Choć ta trudna faza ponownej kalibracji następująca po poprzedniej dekadzie znakomitej koniunktury może potrwać do końca 2016 r., szczególnie jeżeli sprawdzą się prognozy słabego globalnego wzrostu gospodarczego w 2016 r., cały czas poszukujemy możliwości inwestycyjnych wśród spółek, które według nas przetrwają proces racjonalizacji i będą radzić sobie lepiej, gdy nadejdzie rynkowe odbicie. Cierpliwość i odporność na zgiełk medialny (oraz na wpływ skrajnych poglądów) są kluczowe dla inwestora pragnącego utrzymać obrany kurs, podobnie jak koncentracja na wysokiej jakości spółkach o niskich kosztach i solidnych bilansach. Pomimo ruchów cen notowanych pod koniec 2015 r., przed fundamentami rynku ropy rysują się coraz lepsze perspektywy. Choć tempo wzrostu wielu spółek z sektora energetycznego spadnie w rezultacie niższych inwestycji i racjonalizacji podaży, niektóre przedsiębiorstwa mają lepsze warunki do wznowienia inwestycji i zwiększenia produkcji wraz z ewentualnym ożywieniem na rynku. Kluczowe znaczenie dla tego potencjału ma krzywa kosztów, która będzie, według nas, ostatecznie decydować o zapotrzebowaniu i ekonomicznej wartości zasobów spółek. Frederick G. Fromm, CFA Wiceprezes Zarządzający portfelami inwestycyjnymi i analityk Franklin Equity Group kierunku ze strony spadków stóp procentowych i kwestii finansowych, a ewentualne odbicie może być bardziej prawdopodobne, niż sugerują niektórzy uczestnicy rynków. Wskaźnik spadku produkcji ze złoża łupkowego (tzw. „decline rate”) odzwierciedla tempo, w jakim produkcja surowca z danego szybu spada wraz z upływem czasu. W dalszej części niniejszego dokumentu umówimy różne argumenty potwierdzające naszą tezę. Rys. nr 2B. Barclays US Aggregate Credit — Corporate — High-Yield (indeksy rynków kredytów, obligacji korporacyjnych, obligacji wysokodochodowych) / cena energii Od stycznia 2014 r. do marca 2016 r. Cena 120 100 600 80 500 60 400 300 40 200 20 100 0 1-14 3-14 5-14 7-14 9-14 11-14 1-15 3-15 5-15 7-15 9-15 11-15 1-16 3-16 Źródło: FactSet. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. 0 1-14 3-14 5-14 7-14 9-14 11-14 1-15 3-15 5-15 7-15 9-15 11-15 1-16 3-16 Źródło: FactSet. Kontrariańskie podejście do energetyki 3 Nadpodaż w odpowiednim kontekście PERSPEKTYWY: TEMPLETON GLOBAL EQUITY GROUP W warunkach presji na spadek rynkowych cen ropy podobne napięcia obserwujemy także wśród przedsiębiorstw naftowych. W sektorze energetycznym dostrzegamy spore pokłady wartości, a wyceny w niektórych przypadkach spadły do poziomów, jakich nie notowano od dziesięcioleci. Są duże koncerny naftowe mające solidne bilanse i wypłacające sporą dywidendę, które powinny być w stanie przetrwać okres rynkowej niepewności, a może wręcz skorzystać na deflacji kosztów i większej dyscyplinie kapitałowej w dłuższej perspektywie. Z drugiej strony mamy amerykańskie spółki zajmujące się poszukiwaniem złóż i produkcją surowca oraz przedsiębiorstwa obsługujące pola naftowe, których wyniki są silnie skorelowane z cenami ropy i które powinny odczuć ogromne korzyści wynikające z normalizacji stosunku między podażą a popytem, a branża łupkowa w USA skorzysta, według nas, na tym trendzie jako pierwsza. Niezależnie od powyższego utrzymujemy obecnie bardzo selektywne podejście do tego sektora, ponieważ chcemy mieć ekspozycję na spółki, które przetrwają ten trudny okres. Cindy L. Sweeting, CFA Dyrektor ds. zarządzania portfelami inwestycyjnymi Templeton Global Equity Group Tony Docal, CFA Zastępca dyrektora ds. badań Templeton Global Equity Group Chris Peel, CFA Zarządzający portfelami inwestycyjnymi, analityk Templeton Global Equity Group Uważamy, że na początku dobrze jest spojrzeć na skalę aktualnej nadpodaży w odpowiednim kontekście. Krótko mówiąc, w bieżącej dyskusji na ten temat generalnie pomija się fakt, że nadwyżka podaży nad całkowitym globalnym popytem jest względnie mała. Na tle całkowitego globalnego popytu, sięgającego ok. 95 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie, nadpodaż wynosi ok. 1–2 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie (rys. nr 3).3 To względnie umiarkowana nadpodaż, w szczególności w przypadku branży, w której popyt stabilnie rośnie, a w dodatku jej spora część pochodzi z politycznie niestabilnych regionów świata o trudnych warunkach środowiskowych. Aktualne ceny najwyraźniej nie uwzględniają potencjalnych problemów związanych z tymi czynnikami, które w przeszłości zdarzały się dość regularnie. Niektórzy porównują obecną sytuację do wydarzeń z połowy lat 80. ubiegłego wieku, kiedy to potencjał produkcyjny znacznie przewyższał popyt, ale obecnie ta różnica jest minimalna i pozostawia niewiele miejsca na przeciwdziałanie nagłym wstrząsom, większemu wzrostowi popytu czy szybszym spadkom produkcji, jeżeli do nich dojdzie. Często pomija się także fakt, że całkowity globalny popyt na ropę rośnie we względnie zrównoważonym tempie pod wpływem niskich cen i potencjału gospodarczego niektórych rynków. Pomimo raczej słabych warunków makroekonomicznych w borykającej się z recesją Europie oraz spadku dynamiki wzrostu gospodarczego w Chinach, wzrost popytu na ropę i tak poszedł w górę w 2014 r. o ok. 0,8 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie4. Wyraźnie kontrastuje to z sytuacją z lat 80. ubiegłego wieku, Rys. nr 3A. Równowaga pomiędzy produkcją a zużyciem paliw płynnych na świecie (w ujęciu miesięcznym) Rys. nr 3B. Równowaga pomiędzy produkcją a zużyciem paliw płynnych na świecie (w ujęciu kwartalnym) 1994–2017P (prognozy: od stycznia 2016 r. do grudnia 2017 r.) 1994–2017P (prognozy: od I kw. 2016 r. do IV kw. 2017 r.) W mln baryłek dziennie W mln baryłek dziennie 100 100 95 95 90 90 85 85 80 80 75 75 70 70 65 65 60 1994 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 P Światowa World Production produkcja Światowe World Consumption zużycie P=Prognoza Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA). Realizacja jakichkolwiek prognoz nie jest w żaden sposób gwarantowana. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. 60 Q1 '94 Q4 '98 Q3 '03 Światowa World Production produkcja Q2 '08 Q1 '13 Q4 '17 P Światowe World Consumption zużycie P=Prognoza Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA). Realizacja jakichkolwiek prognoz nie jest w żaden sposób gwarantowana. Kontrariańskie podejście do energetyki 4 kiedy to popyt spadł o 6,3 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie pomiędzy 1979 r. a 1983 r.4 Choć nie spodziewamy się zaburzeń podaży, ta względnie umiarkowana nadpodaż połączona z rosnącym popytem w istocie sugeruje większy potencjał do nagłej zmiany status quo niż zakładają to obecnie uczestnicy rynku energetycznego. Rzeczywiste ceny warunkujące równowagę budżetową są wyższe, niż się generalnie zakłada Jednym z czynników, na których koncentrują się komentatorzy spodziewający się niższych cen, są niskie koszty produkcji ropy w krajach OPEC w porównaniu z innymi producentami. Argument ten zakłada, że ponieważ cena ropy wciąż przewyższa koszty produkcji generowane przez większość producentów należących do OPEC, kartel nie czuje żadnej presji na zmianę swej strategii. Ten sposób rozumowania nie uwzględnia jednak faktu, że wszyscy producenci ropy w OPEC to państwowe przedsiębiorstwa naftowe w całości lub w części kontrolowane przez skarb państwa, który potrzebuje generowanych przez nie zysków, aby finansować wydatki rządowe. Dlatego poziomy cen ropy warunkujące rzeczywistą zdolność tych producentów do osiągnięcia równowagi budżetowej są znacznie wyższe niż obecne ceny rynkowe (rys. nr 4). Jeżeli ceny nie wzrosną, państwa te staną przed trudnym wyborem pomiędzy niezbyt kuszącymi możliwościami: wydatki na cele socjalne mogą być redukowane, deficyty budżetowe mogą zacząć rosnąć, wydatki na utrzymanie dotychczasowej produkcji mogą zostać ograniczone, a może też wystąpić dowolna kombinacja tych trzech czynników. Rys. nr 4. Poziomy ceny ropy warunkujące równowagę budżetową 2015 (dane szacunkowe) Yemen* Jemen* $314.00 Libia Libya $268.97 Bahrajn Bahrain $106.98 Arabia Saudyjska Saudi Arabia $105.64 Algieria Algeria Oman Oman Iran Iran Irak Iraq Zjednoczone Emiraty United Arab Emirates Arabskie $96.11 $94.69 $87.16 $81.04 $72.57 Qatar Katar $55.51 Kuwait Kuwejt $49.07 $0 $100 $200 $300 $400 USD za baryłkę PERSPEKTYWY: FRANKLIN TEMPLETON FIXED INCOME GROUP Aby rozwiać ewentualne wątpliwości, należy zaznaczyć, że nasze inwestycje w portfel uprzywilejowanych i zabezpieczonych papierów spółek powiązanych z surowcami nie są oparte wyłącznie na prognozach kierunku przyszłych zmian cen lub wartości surowców bazowych. W swoich analizach koncentrujemy się raczej na: 1) naszej pozycji w strukturze kapitałowej — skupiamy się na papierach uprzywilejowanych w strukturze kapitałowej spółek, z naciskiem na unikanie długów zapadających przed naszymi instrumentami, czy też emisji dodatkowych uprzywilejowanych i zabezpieczonych papierów dłużnych, 2) pokryciu naszych aktywów, mierzonym zabezpieczeniem zapewnionym uprzywilejowanym wierzycielom w razie upadłości emitenta, a także 3) czasie i płynności do dyspozycji emitenta w razie niespodziewanej zmienności. W połączeniu ze skłonnością i zdolnością do przyjęcia stanowiska opartego na wartości, takie podejście pozwala spojrzeć na poszczególne papiery dłużne z odmiennej perspektywy niż inni zarządzający inwestycjami. Mark Boyadjian Starszy wiceprezes, dyrektor ds. papierów dłużnych o zmiennym dochodzie Franklin Templeton Fixed Income Group Znaczący spadek wydatków na świadczenia socjalne, szczególnie w kraju, w którym panuje represyjny reżim, niesie za sobą zupełnie inny wachlarz problemów i możliwych konsekwencji dla stabilności politycznej i/lub przyszłych poziomów produkcji. Niektóre kraje, takie jak Królestwo Arabii Saudyjskiej, mają pewną elastyczność wynikającą z możliwości korzystania z rezerw lub zwiększenia zadłużenia. Są jednak także takie kraje jak Wenezuela, Nigeria, Angola czy Irak, które znajdują się w znacznie trudniejszej sytuacji budżetowej lub politycznej i nie mają do dyspozycji tak oczywistych rozwiązań. Choć poziom odczuwalnego bólu wynikającego z tej sytuacji może być różny, w żadnym z tych przypadków nie jest ona ani pożądana, ani możliwa do zniesienia w dłuższej perspektywie. Dobrą ilustracją jest niedawna decyzja Saudyjczyków o pierwszej od wielu lat emisji obligacji skarbowych i jednoczesnym zmniejszeniu deficytu budżetowego poprzez cięcia dopłat do paliw, energii elektrycznej i wody. Wysoki kurs dolara amerykańskiego w ostatnich latach tylko nasila trudności, z jakimi zmagają się te uzależnione od surowców gospodarki i rządy tych krajów (rys. nr 5). Wraz ze spadkiem kursów walut wielu producentów energii w stosunku do dolara amerykańskiego import podstawowych towarów i usług staje się coraz droższy. Podczas gdy decyzje dotyczące produkcji i wpływu na ceny wciąż mają znaczenie pierwszorzędne, takie komplikacje dodatkowo podsycają wewnętrzne spory w OPEC od kilku miesięcy. * Jemen był importerem ropy netto w 2015 r. Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, Regionalne perspektywy ekonomiczne: Bliski Wschód i Azja Środkowa, październik 2015 r. Realizacja jakichkolwiek prognoz nie jest w żaden sposób gwarantowana. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. Kontrariańskie podejście do energetyki 5 Rys. nr 5. Ceny ropy WTI a US Dollar Index Od stycznia 2014 r. do marca 2016 r. Zwrot 120 100 80 Korelacja = -0.96 60 40 20 0 1-14 2-14 3-14 4-14 5-14 6-14 7-14 8-14 9-14 10-14 11-14 12-14 1-15 2-15 3-15 4-15 5-15 6-15 7-15 8-15 9-15 10-15 11-15 12-15 1-16 2-16 3-16 Cena ropy WTI WTI Crude ($/bbl) US Dollar Index (USD za baryłkę) Źródło: FactSet. Przemysł eksploatacji złóż łupkowych ropy naftowej w obliczu całego szeregu wyzwań Producenci ropy ze złóż łupkowych mierzą się z całym szeregiem wyzwań wynikających z dłuższego okresu zaniżonych cen, które będą miały wpływ na poziomy produkcji w przyszłości. Początkowy wzrost poziomów całkowitej produkcji ropy ze złóż łupkowych od momentu wyznaczającego początek spadków cen ropy mógł wywołać błędne przekonanie, że amerykański przemysł naftowy oparty na łupkach jakimś cudem opiera się konwencjonalnym prawom ekonomii (i fizyki). Sądzimy jednak, że w rzeczywistości te wyzwania zostały przysłonięte szeregiem innych czynników, które zasługują na szczegółowe omówienie. Przy uwzględnieniu tych czynników zaskakujący wzrost produkcji ropy ze złóż łupkowych okazuje się bardziej wrażliwy niż wydawał się na pierwszy rzut oka. Choć wydajność wszystkich szybów naftowych z czasem spada, złoża łupkowe generują największą produkcję w ciągu pierwszych kilku lat, w odróżnieniu od konwencjonalnych odwiertów, które są w stanie utrzymać wysoki poziom produkcji przez wiele lat wraz z wydobywaniem coraz większych ilości ropy. Szybki spadek wydajności oznacza, że utrzymanie stałego poziomu produkcji (nie mówiąc o jej podnoszeniu) wymaga ciągłych dodatkowych inwestycji w nowe odwierty i zasoby produkcyjne. Jest to zatem inna sytuacja niż w latach 80. ubiegłego wieku, kiedy to wydajność źródeł produkcji spadała wolniej. W warunkach niskiego oprocentowania kredytów i wysokich cen energii spółki finansowe chętniej korzystały z możliwości udzielania pożyczek zabezpieczonych płynnymi materialnymi aktywami. Gdy ceny ropy poszły w dół, ta skłonność do pożyczania pieniędzy także zmalała, co odzwierciedla znaczny spadek cen obligacji spółek z sektora energetycznego w całym spektrum jakości kredytowej. Niemniej jednak proces weryfikacji zdolności kredytowej (przeprowadzany dwa razy w roku w celu Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. określenia wysokości kapitału udostępnianego przez banki na potrzeby dalszej działalności w obszarze wykonywania odwiertów i poszukiwania nowych złóż) ma jak dotąd dość łagodny przebieg, a kredytobiorcy mają świadomość poważniejszych implikacji nagłego ograniczenia dostępu do funduszy. Przy obecnych poziomach cen istnieje jednak spore prawdopodobieństwo, że tylko nieliczne najlepsze szyby naftowe utrzymają rentowność, co potwierdzają znaczne odpisy wartości aktywów w ostatnich miesiącach. To z kolei, w efekcie wyceniania aktywów przez banki, prawdopodobnie przełoży się na duży spadek wartości dostępnych potencjalnych zabezpieczeń. Dlatego uważamy, że im dłużej trwać będzie przecena, tym dłużej kredytodawcy będą ostrożniej oferować finansowanie, co oznacza mniej środków na działalność związaną z nowymi odwiertami i rozwojem (rys. nr 6). PERSPEKTYWY: FRANKLIN TEMPLETON FIXED INCOME GROUP Pomimo dotychczasowych spadków cen energii niezmiennie koncentrujemy się na wysokodochodowym komponencie naszych portfeli. Nadal preferujemy branże związane z poszukiwaniem złóż i produkcją surowca, ponieważ spółki z tego segmentu kontrolują złoża ropy i gazu, a wyceny papierów wielu z nich są oparte na przesadnie pesymistycznych prognozach cen ropy. Dlatego profil ryzyka i zwrotów wielu spośród tych papierów jest, według nas, atrakcyjny. Spodziewamy się odbicia cen ropy od obecnych poziomów w perspektywie średnioterminowej, co powinno wesprzeć ceny obligacji emitowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne, nawet jeżeli niektóre spółki będą w międzyczasie zmuszone lub skłonne do restrukturyzowania zadłużenia i delewarowania swych bilansów. Choć spodziewamy się dalszej zmienności cen w najbliższej przyszłości, sądzimy, że jesteśmy dobrze przygotowani na ewentualne odbicie cen ropy. Glenn Voyles Dyrektor ds. zarządzania portfelami inwestycyjnymi, obligacji korporacyjnych i obligacji wysokodochodowych Franklin Templeton Fixed Income Group Kontrariańskie podejście do energetyki 6 Rys. nr 6. Średnie ceny ropy WTI warunkujące rentowność złóż łupkowych USD za baryłkę $90 $80 $70 $60 $50 $40 $30 $20 $10 $0 Breakeven Cena ropyPrice* WTI (USD za baryłkę) Szacunkowe średnie ropy WTI Estimate Average WTI ceny Breakeven Oil Price* warunkujące rentowność* Cena ropyOilnaftowej WTI WTI Crude Price (31/12/15) (31 grudnia 2015 r.) * Szacunkowe dane Rystad Energy. Źródło: Ceny ropy naftowej WTI na podstawie danych FactSet na dzień 31 grudnia 2015 r. Ceny warunkujące rentowność na podstawie danych Rystad Energy na IV kwartał 2014 r. Realizacja jakichkolwiek prognoz nie jest w żaden sposób gwarantowana. W swych uzasadnionych dążeniach do ograniczenia wpływu ograniczenia wydatków kapitałowych na długoterminowe przepływy pieniężne, producenci ropy ze złóż łupkowych stosują szereg finansowych i operacyjnych taktyk mających utrzymać produkcję na dotychczasowym poziomie. Tych taktyk prawdopodobnie nie da się jednak stosować w dłuższej perspektywie. Po pierwsze, producenci koncentrują się na zwiększaniu nakładów na rozwój swych portfeli najbardziej wydajnych złóż. Liczba takich szybów jest jednak z definicji ograniczona, a gdy tego typu złoża przestaną być dostępne, będą zastępowane przez droższe rozwiązania. Drugą taktyką stosowaną przez producentów ropy ze złóż łupkowych jest hedging przyszłej produkcji, gdy ceny rynkowe idą w górę, jak miało to miejsce w pierwszej połowie 2015 r. Taka decyzja może ograniczyć straty wywołane przez spadki cen, ale nie eliminuje ich całkowicie, ponieważ większość pozycji hedgingowych wygasa w 2016 r. Producenci ropy ze złóż łupkowych naciskają ponadto na spółki obsługujące pola naftowe, aby zyskiwać coraz atrakcyjniejsze warunki cenowe pomimo spadki wskaźników wykorzystania i konsumpcji produktów. Przynosi to dramatyczne konsekwencje w postaci spadku zatrudnienia i rentowności, wynikającego ze zmagań przedsiębiorstw z branży obsługi pól naftowych ze zmniejszonymi wolumenami zamówień i spadającą rentownością. Wiele spółek obsługujących pola naftowe generuje obecnie straty i minimalizuje reinwestycje w swą działalność, co może mieć długofalowe implikacje związane ze zdolnością producentów do reagowania na spadek podaży. W 2015 r. odnotowaliśmy 25-procentową redukcję całkowitych wydatków kapitałowych związanych z energetyką (choć w Stanach Zjednoczonych była ona jeszcze wyższa), a niektórzy analitycy przypuszczają, że możemy spodziewać się dalszego spadku o co najmniej 20% w 2016 r. (rys. nr 7)5. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. Prawdopodobne wydają się dwa scenariusze. Po pierwsze, ceny mogą pójść w górę w najbliższej przyszłości, a przedsiębiorstwa obsługujące pola naftowe mogą próbować odrobić straty poniesione w okresie spadków. Po drugie, ceny mogą pozostać na niskich poziomach, a wydajność branży obsługi pól naftowych może spaść do poziomu, w którym przedsiębiorstwa odzyskają pewną kontrolę nad cenami. W obu przypadkach niestabilność status quo prawdopodobnie będzie przekładać się na presję na wzrost cen ropy. Rys. nr 7. 62 największe spółki z branży eksploatacji złóż i produkcji ropy i gazu 2003–2015 W mld USD $150 $100 $50 $0 -$50 -$100 -$150 -$200 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Źródło: FactSet. Przepływy pieniężne Cashflow after Capex po wydatkach kapitałowych Capex Wydatki kapitałowe Kontrariańskie podejście do energetyki 7 Rys. nr 8. 62 największe amerykańskie spółki z branży eksploatacji złóż i produkcji ropy i gazu Rys. nr 9. Produkcja paliw płynnych poza OPEC a ceny ropy naftowej WTI 2003–2015 2001–2017P W mld USD Ten wykres pokazuje, że prognozy przewidują spadek produkcji poza OPEC w 2017 r. w porównaniu z 2016 r. Ten brak dodatkowej podaży ze strony krajów spoza OPEC powinien zaostrzyć warunki na rynkach w tym okresie. Real 2010 Dollars W milionach baryłek dziennie (YOY) $50 $40 $30 $140 $20 2.5 $120 $10 2 $0 1.5 PROGNOZA 3 $40 0.5 -$20 $20 0 -$30 $0 -0.5 -$40 -$50 -1 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Źródło: FactSet. Przepływy pieniężne Cashflow before Capexprzed wydatkami kapitałowymi PERSPEKTYWY: FRANKLIN LOCAL ASSET MANAGEMENT — AKCJE SPÓŁEK Z BLISKIEGO WSCHODU I AFRYKI PÓŁNOCNEJ (REGIONU MENA) Spadki na rynkach akcji w regionie MENA w 2015 r. były w dużej mierze zgodne z wynikami innych rynków wschodzących i znacznie mniejsze w porównaniu ze spadkami cen energii. Niemniej jednak nasilone spadki na giełdach w krajach MENA na początku 2016 r. przełożyły się na spadek cen do poziomu, w którym kursy akcji wielu spółek wyceniają obecnie marginalny wzrost, a taki scenariusz nie jest, według nas, ani realistyczny, ani prawdopodobny. Co istotne, akcje i sektory powiązane z energetyką stanowią mniej niż 2% całego rynku akcji, co sygnalizuje, że rynek jest rozległy i względnie mało zależny od zmian cen ropy, a ta zależność jest związana z regionalnymi aktywami związanymi z ropą stanowiącymi bezpośrednią własność rządów. W rezultacie uśrednione prognozy wzrostu zysków spółek w tym regionie są wciąż wysokie; w 2016 r. zyski mają rosnąć w solidnym tempie 14%*, co oznaczałoby ponaddwukrotnie większy wzrost w porównaniu z poziomem 6,5%** prognozowanym dla spółek z rynków wschodzących w ujęciu ogólnym. Nasze wewnętrzne prognozy wzrostu zysków są optymistyczne, ale bardziej konserwatywne niż średnie prognozy rynkowe. Bassel Khatoun CIO ds. akcji spółek z regionu MENA Franklin Local Asset Management — MENA * Źródło: Na podstawie uśrednionych danych szacunkowych Bloomberg na dzień 5 stycznia 2016 r. Średnia dla rynków MENA obliczona jako średnia ważona oparta na kapitalizacji rynkowej ujętych krajów. ** Źródło: MSCI Emerging Markets Index, dane Bloomberg na dzień 5 stycznia 2016 r. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. $80 $60 1 -$10 $100 -$20 2001 2003 2005 -$40 2007 2009 2011 2013 2015 2017 P Zmiana produkcji pozaChange OPEC (LHS) (oś lewa) Non-OPEC Production Rzeczywista (po uwzględnieniu deflatora PKB) WTI Real Pricecena (GDPWTI Deflated) (RHS) (oś prawa) P= Prognoza Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA). Realizacja jakichkolwiek prognoz nie jest w żaden sposób gwarantowana. Długoterminowy wzrost osłabiony przez spadające poziomy produkcji Gdy weźmie się pod uwagę koncentrację na rosnącej globalnej podaży ropy, należy wybaczyć przeciętnym obserwatorom brak świadomości faktu, że w okresie 10 lat kończącym się w 2014 r. produkcja ropy poza OPEC (z wyłączeniem państw byłego Związku Radzieckiego i producentów ropy ze złóż łupkowych z USA) generalnie nie rośnie4 pomimo średniej ceny w tym okresie rzędu 80 USD za baryłkę6. Uważamy, że znaczenie implikacji tej sytuacji jest generalnie niedoceniane. Aby globalna produkcja ropy mogła wciąż rosnąć, branża musi znaleźć i wykorzystać nowe źródła ropy w celu zniwelowania wpływu spadku produkcji z dotychczas eksploatowanych złóż, a historia pokazuje, że to trudne zadanie. Sytuacja nie jest dziś czytelna m.in. dlatego, że po raz pierwszy w historii nadpodaż ropy została wygenerowana przez szybko kurczące się zasoby — takie warunki są bezprecedensowe. Wpływ szybkiego spadku produkcji z tych złóż będzie dodatkowo nasilony przez ostre cięcia wydatków, na które decydują się producenci ropy eksploatujący złoża łupkowe (rys. nr 8). Pierwsze lata bieżącego stulecia przyniosły liczne fuzje dużych międzynarodowych koncernów naftowych. Było to wynikiem m.in. możliwości finansowania potężnych wydatków kapitałowych i zabezpieczenia się przed ryzykiem związanym z procesem poszukiwania i eksploatacji zasobów uzupełniających konwencjonalne złoża ropy. Po ponad dziesięciu latach intensywnych, ale generalnie Kontrariańskie podejście do energetyki 8 Wnioski PERSPEKTYWY: FRANKLIN LOCAL ASSET MANAGEMENT — GLOBALNE INWESTYCJE „SUKUK” I INSTRUMENTY O STAŁYM DOCHODZIE Z RYNKÓW MENA Gdy przyjrzymy się nieodległej przeszłości, zauważymy, że dramatyczny 70-procentowy spadek cen ropy nie powstrzymał obligacji emitowanych przez państwa członkowskie Rady Współpracy Krajów Zatoki Perskiej (GCC) przed wypracowaniem dodatnich wyników w 2015 r., co jest całkowicie zgodne z historią konkurencyjnych zwrotów generowanych w tym regionie, o jedną trzecią mniejszej zmienności w porównaniu z papierami dłużnymi z rynków wschodzących oraz niskiej korelacji z najważniejszymi klasami aktywów, w tym z cenami ropy. Tak atrakcyjna charakterystyka tych rynków powinna się, naszym zdaniem, utrzymać także w przyszłości, ponieważ fundamenty wciąż są mocne, czas trwania papierów jest ograniczony, a emitowane instrumenty są denominowane główne w dolarach amerykańskich. Choć regionalne wskaźniki wiarygodności kredytowej mogą utrzymywać trend spadkowy, mamy wrażenie, że rynki daleko odbiegły od czynników fundamentalnych. Aktualne poziomy wyceny stanowią według nas wyjątkową okazję do zgromadzenia papierów dłużnych, które są w stanie przetrwać kolejnych kilka lat potencjalnie niższych cen ropy i wypracować znaczne zwroty, gdy czynniki fundamentalne ponownie wysuną się na pierwszy plan. Mohieddine (Dino) Kronfol CIO, Franklin Templeton Global Sukuk and MENA Fixed Income Strategies bezproduktywnych działań, międzynarodowe koncerny naftowe zaczęły przynajmniej tymczasowo ograniczać swe ambicje w reakcji na słabnące przepływy pieniężne i obawy akcjonariuszy, co prawdopodobnie odbije się na poziomach produkcji poza OPEC (rys. nr 9). Choć na światowych rynkach ropy rzeczywiście panuje nadpodaż, uważamy, że ciągły napływ negatywnych wiadomości medialnych przysłania pewne ważne szczegóły tej sytuacji, a obecne warunki niskich cen są znacznie mniej stabilne, niż sugeruje wielu ekspertów. Aktualne poziomy cen są niemożliwe do utrzymania w dłuższej perspektywie zarówno dla OPEC, jak i dla producentów ropy ze złóż łupkowych. Co więcej, już teraz odczuwalna jest narastająca presja sugerująca, że proces równoważenia się rozpoczął, co jednak generalnie wciąż umyka powszechnej uwagi. W związku z powyższym, przyjmując kontrariański punkt widzenia, sądzimy, że potencjał do umiarkowanego odbicia z obecnych poziomów jest znacznie większy, niż wielu sugeruje, a aktualne poziomy ryzyka w stosunku do potencjalnych zwrotów wyglądają atrakcyjnie dla cierpliwych inwestorów. Czynniki o decydującym wpływie na naszą ocenę sytuacji są następujące: 1) aktualna nadpodaż na rynku ropy jest względnie niewielka; 2) choć ceny ropy wciąż przewyższają koszty produkcji generowane przez większość producentów należących do OPEC, w rzeczywistości poziomy cen, które zapewniają tym producentom równowagę budżetową, są znacznie wyższe niż obecne ceny rynkowe; 3) ze względu na szybki spadek produkcji ropy ze złóż łupkowych, utrzymanie produkcji na dotychczasowym poziomie (nie mówiąc o jej zwiększaniu) wymaga dodatkowych inwestycji, a obecne ceny ropy coraz bardziej utrudniają pozyskanie niezbędnego finansowania; 4) zwiększanie podaży w dłuższej perspektywie wymaga realizacji trudnego (jak pokazuje historia) zadania polegającego na wyszukiwaniu i eksploatacji nowych źródeł ropy, aby rekompensować spadek produkcji z dotychczas eksploatowanych złóż. Pojawienie się na rynku ropy ze złóż łupkowych także nie rozwiązało fundamentalnego problemu. Jak wspomniano w poprzedniej części, produkcja surowca ze złóż łupkowych spada we względnie krótkim czasie w efekcie szybkiej eksploatacji złóż. Wynika to przede wszystkim z typowego dla skał łupkowych słabego przepływu; większa część złóż ropy czy gazu uwalniana jest już podczas początkowego szczelinowania, w odróżnieniu od konwencjonalnych złóż o lepszym naturalnym przepływie, dzięki któremu są one bardziej rozległe. Choć efekt ten został po części zniwelowany przez rozwój technologii, szybkie wyczerpywanie się złóż oznacza, że rezerwy i produkcja nie mogą rosnąć bez stale rosnącego strumienia dodatkowych inwestycji w nowe szyby naftowe. Jak również wspomniano w poprzedniej części, takie dodatkowe inwestycje są bardziej podatne na wpływ krótkoterminowych i średnioterminowych zmian cen energii niż konwencjonalne, długofalowe inwestycje, dlatego nie należy się ich spodziewać, jeżeli ceny utrzymają się na obecnych poziomach. Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. Kontrariańskie podejście do energetyki 9 JAKIE JEST RYZYKO? Wszelkie inwestycje wiążą się z ryzykiem, włącznie z ryzykiem utraty zainwestowanego kapitału. Inwestowanie na rynkach zagranicznych wiąże się ze szczególnym ryzykiem, m.in. dotyczącym wahań kursów wymiany, niestabilności gospodarczej czy zmian na arenie politycznej; inwestowanie na rynkach wschodzących wiąże się z podwyższonym ryzykiem związanym z tymi samymi czynnikami. Inwestowanie w sektor surowcowy wiąże się ze szczególnym ryzykiem, związanym z takimi czynnikami, jak większa podatność na niekorzystne trendy ekonomiczne i zmiany regulacji, a ceny papierów z tego sektora mogą podlegać wzmożonym wahaniom, w szczególności w krótkiej perspektywie. INFORMACJA NATURY PRAWNEJ Niniejszy materiał ma charakter ogólny, a zawarte w nim treści nie powinny być traktowane jako indywidualne porady lub rekomendacje inwestycyjne dotyczące kupna, sprzedaży lub utrzymania jakichkolwiek inwestycji lub przyjęcia jakiejkolwiek strategii inwestycyjnej. Informacje zawarte w niniejszym materiale nie mają charakteru porad prawnych ani podatkowych. Poglądy wyrażone w niniejszym materiale odzwierciedlają punkt widzenia zarządzającego inwestycjami, a wszelkie komentarze, opinie i analizy są w pełni aktualne wyłącznie w dniu ich publikacji i mogą ulec zmianie bez odrębnego powiadomienia. Informacje zawarte w niniejszym materiale nie stanowią kompletnej analizy wszystkich istotnych faktów dotyczących jakiegokolwiek kraju, regionu czy rynku. Wszelkie inwestycje wiążą się z ryzykiem, włącznie z ryzykiem utraty zainwestowanego kapitału. Dane pochodzące z zewnętrznych źródeł mogły zostać wykorzystane na potrzeby opracowania niniejszego materiału. Takie dane nie zostały odrębnie zweryfikowane, potwierdzone ani poddane kontroli przez Franklin Templeton Investments (FTI). FTI nie ponosi żadnej odpowiedzialności za jakiekolwiek straty wynikające z wykorzystania jakichkolwiek informacji zawartych w niniejszym materiale; inwestor może opierać swe decyzje na przedstawionych tutaj opiniach lub wynikach analiz wyłącznie na własne ryzyko. Produkty, usługi i informacje mogą nie być dostępne pod niektórymi jurysdykcjami i są oferowane poza USA przez inne podmioty powiązane z FTI i/lub przez dystrybutorów, w zależności od lokalnie obowiązujących przepisów. Aby dowiedzieć się, czy dane produkty i usługi są dostępne pod określoną jurysdykcją, należy skonsultować się z profesjonalnym doradcą finansowym. Wydane w USA przez Franklin Templeton Distributors, Inc., One Franklin Parkway, San Mateo, California 94403-1906, (800) DIAL BEN/342-5236, franklintempleton.com — Franklin Templeton Distributors, Inc. jest głównym dystrybutorem zarejestrowanych w USA produktów Franklin Templeton Investments, które są dostępne wyłącznie pod jurysdykcjami dopuszczającymi, na mocy obowiązującego prawa i przepisów, oferowanie takich produktów lub składanie zapytań ofertowych dotyczących takich produktów. Australia: wydane przez Franklin Templeton Investments Australia Limited (ABN 87 006 972 247) (australijskiego dostawcę usług finansowych posiadającego licencję nr 225328), Level 19, 101 Collins Street, Melbourne, Victoria, 3000. Austria/Niemcy: wydane przez Franklin Templeton Investment Services GmbH, Mainzer Landstraße 16, D-60325 Frankfurt am Main, Niemcy. Dopuszczone do użytku w Niemczech przez IHK Frankfurt M., Reg. no. D-F-125-TMX1-08. Kanada: wydane przez Franklin Templeton Investments Corp., 5000 Yonge Street, Suite 900 Toronto, ON, M2N 0A7, Faks: (416) 364-1163, Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. (800) 387-0830, www.franklintempleton.ca. Dubaj: wydane przez Franklin Templeton Investments (ME) Limited, podmiot działający na podstawie licencji i pod nadzorem Urzędu Regulacji Rynków Finansowych w Dubaju. Oddział w Dubaju: Franklin Templeton Investments, The Gate, East Wing, Level 2, Dubai International Financial Centre, P.O. Box 506613, Dubaj, ZEA, tel.: +9714-4284100, faks: +9714-4284140. Francja: wydane przez Franklin Templeton France S.A., 20 rue de la Paix, 75002 Paryż, Francja. Hongkong: wydane przez Franklin Templeton Investments (Asia) Limited, 17/F, Chater House, 8 Connaught Road Central, Hongkong. Włochy: wydane przez Franklin Templeton Italia Sim S.p.A., Corso Italia, 1 — Milan, 20122, Włochy. Japonia: wydane przez Franklin Templeton Investments Japan Limited. Korea: wydane przez Franklin Templeton Investment Trust Management Co., Ltd., 3rd fl., CCMM Building, 12 Youido-Dong, Youngdungpo-Gu, Seoul, Korea 150-968. Luksemburg/Beneluks: wydane przez Franklin Templeton International Services S.à r.l. podlegającą nadzorowi Commission de Surveillance du Secteur Financier — 8A, rue Albert Borschette, L-1246 Luksemburg — Tel.: +352-46 66 67-1 — Faks: +352-46 66 76. Malezja: wydane przez Franklin Templeton Asset Management (Malaysia) Sdn. Bhd. & Franklin Templeton GSC Asset Management Sdn. Bhd. Region krajów skandynawskich: wydane przez Franklin Templeton Investment Management Limited (FTIML), Swedish Branch, Blasieholmsgatan 5, Se-111 48 Sztokholm, Szwecja. FTIML jest podmiotem notyfikowanym i regulowanym w Wielkiej Brytanii przez Urząd ds. Postępowania Finansowego (FCA) oraz ma pozwolenia wydane przez określone organy regulacyjne na prowadzenie działalności inwestycyjnej w Danii, Szwecji, Norwegii i Finlandii. Polska: wydane przez Templeton Asset Management (Poland) TFI S.A., Rondo ONZ 1; 00-124 Warszawa. Rumunia: wydane przez oddział Franklin Templeton Investment Management Limited w Bukareszcie, 78-80 Buzesti Street, Premium Point, 7th-8th Floor, 011017 Bucharest 1, Rumunia. Podmiot zarejestrowany w CNVM pod numerem PJM05SSAM/400001/14.09.2009, notyfikowany i regulowany w Wielkiej Brytanii przez Urząd ds. Postępowania Finansowego (FCA). Singapur: wydane przez Templeton Asset Management Ltd. Registration No. (UEN) 199205211E, 7 Temasek Boulevard, #38-03 Suntec Tower One, 038987, Singapur. Hiszpania: wydane przez oddział Franklin Templeton Investment Management w Madrycie, profesjonalny podmiot działający w sektorze finansowym pod nadzorem CNMV, José Ortega y Gasset 29, Madryt. RPA: wydane przez Franklin Templeton Investments SA (PTY) Ltd., licencjonowanego dostawcę usług finansowych. Tel.: +27 (11) 341 2300, faks: +27 (11) 341 2301. Szwajcaria i Liechtenstein: wydane przez Franklin Templeton Switzerland Ltd, Stockerstrasse 38, CH-8002 Zurych. Wielka Brytania: wydane przez Franklin Templeton Investment Management Limited (FTIML) z siedzibą pod adresem: Cannon Place, 78 Cannon Street, London, EC4N 6HL. Podmiot notyfikowany i regulowany w Wielkiej Brytanii przez Urząd ds. Postępowania Finansowego (FCA). Ameryki: W USA niniejsza publikacja udostępniana jest wyłącznie pośrednikom finansowym przez Templeton/Franklin Investment Services, 100 Fountain Parkway, St. Petersburg, Florida 33716. Tel.: (800) 239-3894 (połączenie darmowe w USA), (877) 389-0076 (połączenie darmowe w Kanadzie), faks: (727) 299-8736. Inwestycje nie mają ubezpieczenia FDIC, mogą tracić na wartości i nie są objęte gwarancjami bankowymi. Dystrybucja poza USA może być prowadzona przez Templeton Global Advisors Limited lub innych dystrybutorów, pośredników, sprzedawców lub profesjonalnych inwestorów, którym Templeton Global Advisors Limited powierzy dystrybucję tytułów uczestnictwa funduszy Franklin Templeton pod niektórymi jurysdykcjami. Niniejszy materiał nie stanowi oferty sprzedaży ani zachęty do składania oferty kupna papierów wartościowych pod jakąkolwiek jurysdykcją, pod którą byłoby to niezgodne z obowiązującym prawem. Kontrariańskie podejście do energetyki 10 1. Źródło: Bloomberg, „Saudi Arabia Vows to Keep Pumping As Oil Plan Is Successful” (Arabia Saudyjska zapowiada dalsze pompowanie ropy w obliczu skuteczności realizowanego planu), Smith, Grant, 4 marca 2015 r. 2. Źródło: Oil & Gas Journal, „IHS CERAWeek: Al-Naimi ‘Optimistic’ That World Oil Market Will Rebalance” (IHS CERAWeek: Al-Naimi z optymizmem liczy na powrót światowego rynku ropy do stanu równowagi), Poruban, Steven, 24 lutego 2016 r. 3. Źródło: Morgan Stanley Research, „Crude Oil: How Oversupplied Is the Oil Market? The Answer Might Surprise You” (Ropa naftowa. Jak duża jest nadpodaż? Odpowiedź może cię zaskoczyć), Longson, Adam, i inni, 11 listopada 2015 r. 4. Źródło: BP Statistical Review of World Energy 2015 (przegląd statystyczny światowego rynku energetyki za 2015 r. publikowany przez BP). 5. Źródło: Barclays, „Stretching the Capex Dollar Signals More Trouble for Services” (Ograniczenie wydatków kapitałowych źle wróży dla usług), Anderson, J. David, i inni, 11 sierpnia 2015 r. (Odniesienie do procentowych zmian wydatków kapitałowych w 2015 i 2016 r.) 6. Źródło: Amerykańska agencja rządowa US Energy Information Administration (EIA); Cushing, ceny spotowe OK FOB WTI; dane na dzień 24 lutego 2016 r. CFA® i Chartered Financial Analyst® to zastrzeżone znaki handlowe stanowiące własność CFA Institute. Ważne uwagi i warunki dotyczące podmiotów dostarczających dane można znaleźć na stronie www.franklintempletondatasources.com. franklintempletoninstitutional.com Wyłącznie do użytku dystrybutorów i pośredników instytucjonalnych. Nie rozpowszechniać wśród inwestorów indywidualnych. © 2016 Franklin Templeton Investments. Wszelkie prawa zastrzeżone. 4/16
