von Nitesh Shah, Rohstoffexperte und Director Research bei WisdomTree.
In den letzten Wochen, als Rohöl auf neue Tiefststände gefallen ist, haben viele Investoren auf eine Erholung gesetzt und sich entsprechend positioniert. Aber welche Rohöl-Benchmark sieht derzeit attraktiver aus? Das meiste Interesse der Finanzcommunity gilt dem WTI. So verzeichnete WisdomTree beispielsweise Zuflüsse in Höhe von 2,7 Milliarden US Dollar in WTI1 Exchange Traded Products (ETPs) im Vergleich zu 0,7 Mrd. USD in Brent ETPs2. Der bislang übersehene Brent könnte sich jedoch als überlegenere Benchmark erweisen.
Vergangene Woche diskutieren wir in „Eine Geschichte zweier Benchmarks“ die Ähnlichkeiten und Unterschiede zwischen den beiden großen Öl-Futures-Kontrakten: Brent und WTI. Die beiden Benchmarks für leicht süßes Rohöl ähneln sich, in wirtschaftlicher Hinsicht ist jedoch Brent aus folgenden Gründen zu bevorzugen:
- Im vergangenen Monat scheint Brent angesichts der Marktvolatilität robuster gewesen zu sein als WTI.
- Die Contango-Situation3 bei Brent ist derzeit niedriger als bei WTI. Was darauf hinweist, dass der Rollwiderstand in Brent weniger aggressiv ist als in WTI.
- Mit Blick auf die Erholung des Ölpreises in der Vergangenheit stellen wir fest, dass der Preis für Brent den für WTI im Allgemeinen übertrifft.
- Wir haben argumentiert, dass das Abkommen der OPEC Plus4 zur Reduzierung der Produktion kurzfristig nicht ausreicht. Die koordinierten Kürzungen großer internationaler Akteure könnten jedoch darauf hindeuten, dass sich Brent stärker erholt als erwartet.
Es gilt nun, diese Argumente zu überprüfen.
Marktvolatilität und negative Preise
Wir befinden uns in einer Periode beispielloser Ölvolatilität5. Bisher ist Brent eleganter mit dieser Volatilität umgegangen.
Am 20. April 2020 wurde ein kurz vor Ablauf stehender Nymex WTI-Kontrakt negativ gehandelt6, ein einmaliger Vorgang für Rohöl-Futures-Kontrakte. Für die meisten Menschen war das eine Überraschung. Rückblickend identifizieren wir aber eine wichtige Sicherheitslücke im WTI-Kontrakt: da es sich um ein sogenanntes „Deliverable Future“ handelt, müssen bestimmte Schritte unternommen werden, um eine Lieferung zu vermeiden. Ein „Deliverable Future Contract“ bedingt, dass ein Investor, der einen Long-Futures-Kontrakt hält, nach Ablauf des Kontraktes 1000 Barrel Öl erhält (Vertragseinheiten in 1000 Barrel), es sei denn, der Vertrag wird geschlossen (durch Abschluss eines Gegengeschäfts). In normalen Zeiten gehen diese Vorgänge reibungslos vonstatten und es besteht keine Gefahr, dass versehentlich Barrel von Öl angenommen werden müssen. Tatsächlich führt laut Energy Information Administration (EIA) nur 1 Prozent der Kontrakte zu einer Lieferung. Kurz vor Auslauf des WTI-Vertrags vom Mai trieb jedoch eine Kombination aus geringer Liquidität und Infrastrukturbeschränkungen den Preis in den Keller. Jene, die versuchten, WTI-Kontrakte für Mai am 20. April zu schließen, warteten möglicherweise sehr lange und konnten niemanden finden, der bereit war, die andere Seite des Vertrags in einem Markt mit geringer Liquidität zu übernehmen. Besonders besorgniserregend waren fehlende Lagerkapazitäten in Cushing, Oklahoma, wo die Verträge abgeschlossen werden. UVP-Daten zeigen, dass das Arbeitslager zwischen 76 Prozent und 81 Prozent gefüllt war (was weit über der normalen Rate von unter 50 Prozent liegt). Darüber hinaus wurde die verbleibende Kapazität höchstwahrscheinlich vermietet oder anderweitig gebunden. In diesen verzweifelten Zeiten bezahlten einige Futures-Investoren, die WTI-Kontrakte schlossen, die andere Partei, um den Vertrag vor Ablauf zu schließen und die Lieferung zu vermeiden, da die Lagerung zu schwierig und/oder kostspielig wurde. Dadurch wurde die Benchmark mehrere Stunden lang in den negativen Bereich getrieben.
Das an der Intercontinental Exchange (ICE) gehandelte Brent leidet weniger unter negativen Preisen. Um es deutlich zu sagen – die ICE hat nicht entschieden, dass negative Preise unmöglich sind, aber als Vertrag mit Barausgleich ist der Anreiz für negative Preise schwerer zu identifizieren. Barausgleich bedeutet, dass den Inhabern der Futures die Differenz zwischen dem Anfangspreis und der Endabrechnung nach Ablauf des Kontraktes entweder gutgeschrieben oder abgezogen wird. Das Gerangel um Lagerkapazitäten oder einen Käufer, der Zugriff auf verfügbare Lagerkapazitäten hat, existiert nicht, wodurch diese Ursache für negative Preise beseitigt wird.
WTI-Futures, die zwei unterschiedliche Märkte – physische Lieferungen und spekulativ orienterte Finanzmarktakteure – bedienen, stießen auf Hindernisse. Brent hingegen verfügt über einen Terminmarkt für Beide. Für den physischen Austausch (EFP) gibt es außerdem einen außerbörslichen Mechanismus (bilaterale Verhandlungstransaktion), mit dem sichergestellt wird, dass sich der physische Markt und der Terminmarkt nicht unkontrolliert voneinander lösen. In den letzten Wochen hat sich die Spanne zwischen physischen Märkten und Terminmärkten vergrößert, aber es gab keine Anzeichen dafür, dass Brent-Futures auf Null oder darüber hinaus weiter ins Minus fallen.
Da der Juni-Brent-Kontrakt am 30. April auslief, schien der Übergang zum Juli-Brent-Kontrakt als aktiver Vertrag nahtlos zu funktionieren. Gegen Ende des Marktes am 30. konvergierte der Juli-Preis zum Schlusskurs des Juni-Kontrakts von 25,39 USD / Barrel und erholte sich dann am nächsten Handelstag wieder.
Grafik 1: Brent Juli hat Brent Juni am 30. April nahtlos als aktiven Kontrakt übernommen
Quelle: WisdomTree, Bloomberg. Zeitraum vom 28. April bis 1. Mai 2020 unter Verwendung von Intraday-Handelsdaten in USD. Die historische Wertentwicklung ist kein Hinweis auf die zukünftige Wertentwicklung, und Anlagen können an Wert verlieren.
Brent ist zwar teurer als WTI, aber nicht übermäßig teurer. Das heißt, die Anleger zahlen nicht zu viel für eine stabilere Preisbenchmark. In den letzten 10 Jahren betrug der Brent-WTI-Spread 7,79 USD / Barrel7. Heute liegt dieser Spread bei 7,36 USD / Barrel – ganz im Einklang mit diesem historischen Durchschnitt.
Rollwiderstand bei Brent weniger aggressiv
Rohstoff-ETPs bilden Terminkontrakte ab, nicht den physischen Spotpreis (Kassageschäft). Warum ist das wichtig? Wir beschreiben nun, warum die Form der Futures-Kurve einen wesentlichen Einfluss auf die Gesamtrendite einer Öl-Futures-Anlage haben kann. Zurzeit ist Brent in einer Position mit niedrigerem Contango als WTI. Dies könnte potenziell neue Investoren in Brent gegenüber neuen Investoren in WTI begünstigen.
Grafik 2: Die Brent-Futures-Kurve ist weniger steil als die WTI-Futures-Kurve
Quelle: WisdomTree, Bloomberg. Stand am 4. Mai 2020. Beachten Sie, dass der aktive Vertrag für WTI Juni ist, während der aktive Vertrag für Brent Juli ist. Die historische Performance ist kein Anhaltspunkt für die künftige Performance und jedes Investment kann im Wert sinken.
Brent hat WTI in Erholungsphasen oft übertroffen
Historisch gesehen zeigten Brent und WTI eine sehr starke Korrelation8. Eine Erholung bei der einen Rohöl-Benchmark ist also sehr wahrscheinlich auch bei der Anderen zu beobachten. Im Rahmen der Analyse von vier Perioden von Ölpreiscrashs, auf die eine Preiserholung folgte, stellten wir fest, dass Brent WTI übertraf (siehe Abbildung 3). Diese basieren alle auf Bloomberg Commodity Subindices Excess Return-Serien, die die Auswirkungen fortlaufender Verträge berücksichtigen [9]. Dies ist wichtig, da die Form der Futures-Kurve die Rendite für einen Anleger wie oben beschrieben beeinflusst.
Grafik 3: Erholungsphasen begünstigten im allgemeinen Brent im Vergleich zu WTI
Hinweis: Die Diagramme zeigen ein Jahr vor und nach dem Tiefstpreis. Indexiert auf 100 ein Jahr vor dem Preistief.
Quelle: WisdomTree, Bloomberg. Über vier getrennte Zeiträume von zwei Jahren: 10. Dezember 1997 bis 10. Dezember 1999, 15. November 2000 bis 1. November 2002, 12. Februar 2008 bis 12. Februar 2010 und 11. Februar 2015 bis 11. Februar 2017. Die historische Performance ist kein Anhaltspunkt für die künftige Performance und jedes Investment kann im Wert sinken.
OPEC-Maßnahmen könnten Brent überproportional begünstigen
Jeder Ölpreiscrash und jede anschließende Erholung weisen ihre eigenen Ursachen und Verlaufswege auf. In der Erholungsphase zeigen sie jedoch alle eine Gemeinsamkeit. Und diese liegt in den Bemühungen der OPEC-Mitglieder, die Märkte ins Gleichgewicht zu bringen. Die Richtgröße für OPEC-Mitglieder ist gewöhnlich Brent und demzufolge reagiert Brent häufig stärker auf OPEC-Maßnahmen als WTI.
Obwohl wir der Ansicht sind, dass der Deal der OPEC-Plus-Staaten unzureichend ist, um die Märkte kurzfristig ins Gleichgewicht zu bringen10, lässt der auf Langlebigkeit ausgerichtete Deal auf ein längerfristiges Marktgleichgewicht hoffen. Erfreulicherweise begannen Saudi-Arabien und Russland bereits vor dem offiziellen Start des Deals im Mai 2020 mit der Produktionskürzung (eine der Sorgen war, dass die Kürzungen sehr spät beginnen). Unter der Annahme, dass das Abkommen eingehalten wird, könnte Brent WTI erneut übertreffen.
Kurzfristig könnte es in den USA zu einer Insolvenzwelle im Öl- und Gassektor kommen, was die Produktion in den USA senken würde. In der Tat handelt es sich bei den USA auch um einen der agileren weltweiten Produzenten, die zeitnah beginnen könnten, die Produktion relativ schnell anzupassen. Die staatliche Hilfe für den unter Druck stehenden Öl- und Gassektor könnte jedoch die Produktionsanpassung verlangsamen. In einem Präsidentschaftswahljahr halten wir dies für wahrscheinlicher. Die jüngsten Justierungen der US-Notenbank Fed öffnen mehr Unternehmen des Öl- und Gassektors auch den Zugang zum „Main Street-Darlehensprogramm“11.
Die US-Schieferproduktion in Binnengebieten der USA hat zum Erreichen der Exportziele größere Hürden zu überwinden, wenn die Transportschiffe schon Monate im Voraus ausgebucht sind, um Öl zu lagern. Zudem sind die Pipelines, mit denen das Öl an die Küste gebracht wird, stark frequentiert. Der Anpassungsprozess der USA könnte folglich heute langsamer vonstatten gehen als in der Vergangenheit.
Unterm Strich gehen wir davon aus, dass die Maßnahmen der OPEC Plus (die Brent begünstigen) ein stärkerer Katalysator für das globale Marktgleichgewicht sein können als die Maßnahmen der Nicht-OPEC-Plus-Staaten (einschließlich den USA). Das G20-Treffen am 10. April 2020 zeigte, dass Länder außerhalb der OPEC Plus kaum bereit sind, entschlossene Maßnahmen zu ergreifen.
2) Daten vom 1. Januar 2020 bis zum 1 Mai 2020
3) Contango ist eine Situation, in der der Futures-Preis einer Ware höher ist als der Spot-Preis. Contango tritt normalerweise auf, wenn ein Vermögenspreis im Laufe der Zeit voraussichtlich steigen wird. Dies führt zu einer ansteigenden Vorwärtskurve
4) Organisation der erdölexportierenden Länder und ihrer Partnerländer
5) Siehe An age of unprecedented oil volatility, 27. März 2020
6) Siehe Nymex WTI front month futures trade negative, 21. April 2020
7) 4. Mai 2010 bis 4. Mai 2020 unter Verwendung der Bloomberg-Front-Month-Daten
8) 0,95 von März 1990 bis März 2020 basierend auf monatlichen Daten unter Verwendung von Bloomberg Commodity Subindices
9) Siehe Rohstoff-ETPs bilden Terminkontrakten ab, nicht den physischen Spot. Warum ist das wichtig?, Mai 2020 https://www.wisdomtree.eu/de-de/-/media/eu-media-files/other-documents/research/market-insights/wisdomtree_market-insight_commodity-etps-exposed-to-futures-contracts.pdf
10) Siehe OPEC+ reaches a historic deal: but is it enough?, 14. April 2020
11) Größere und höher verschuldete Unternehmen qualifizieren sich ab dem 30. April 2020 für das Programm in einem Schritt, der weithin so interpretiert wurde, dass er kleine Ölunternehmen berücksichtigt werde.