Alternative energy

Highlights Global oil markets will remain balanced this year with OPEC 2.0's production-management strategy geared toward maintaining the level of supply just below demand.  This will keep inventories on a downward trajectory, despite short-term upticks due to COVID-19-induced demand hits in EM economies and marginal supply additions from Iran and Libya over the near term. Our 2021 oil demand growth is lower – ~ 5.3mm b/d y/y, down ~ 800k from last month's estimate – given persistent weakness in realized consumption.  We have lifted our demand expectation for 2022 and 2023, however, expecting wider global vaccine distribution and increased travel toward year-end. The next few months are critical for OPEC 2.0: The trajectory for EM demand recovery will remain uncertain until vaccines are more widely distributed, and supply from Iran and Libya likely will increase this year.  This will lead to a slight bump in inventories this year, incentivizing KSA and Russia to maintain the status quo on the supply side. We are raising our 2021 Brent forecast back to $63/bbl from $60/bbl, and lifting our 2022 and 2023 forecasts to $75 and $78/bbl, respectively, given our expectation for a wider global recovery (Chart of the Week). Feature A number of evolving fundamental factors on both sides of the oil market – i.e., lingering uncertainty over the return of Iranian and Libyan exports and the strength of the global demand recovery – will test what we believe to be OPEC 2.0's production-management strategy in the next few months. Briefly, our maintained hypothesis views OPEC 2.0 as the dominant supplier in the global oil market. This is due to the low-cost production of its core members (i.e., those states able to attract capital and grow production), and its overwhelming advantage in spare capacity, which we reckon will average in excess of 7mm b/d this year, owing to the massive production cuts undertaken to drain inventories during the COVID-19 pandemic. Formidable storage assets globally – positioned in or near refining centers – and well-developed transportation infrastructures also support this position. We estimate core OPEC 2.0 production will average 26.58mm b/d this year and 29.43mm b/d in 2022 (Chart 2). Chart of the WeekBrent Prices Likely Correct Then Move Higher in 2022-23 Chart 2OPEC 2.0 Will Maintain Status Quo The putative leaders of the OPEC 2.0 coalition – the Kingdom of Saudi Arabia (KSA) and Russia – have distinctly different goals. KSA's preference is for higher prices – ~ $70-$75/bbl (basis Brent) to the end of 2022. Higher prices are needed to fund the Kingdom's diversification away from oil. Russia's goal is to keep prices closer to the marginal cost of the US shale-oil producers, who we characterize as the exemplar of the price-taking cohort outside OPEC 2.0, which produces whatever the market allows. This range is ~ $50-$55/bbl. The sweet spot that accommodates these divergent goals is on either side of $65/bbl for this year. OPEC 2.0 June 1 Meeting Will Maintain Status Quo With Brent trading close to $70/bbl, discussions in the run-up to OPEC 2.0's June 1 meeting likely are focused on the necessity to increase the 2.1mm b/d being returned to the market over the May-July period. At present, we do not believe this will be necessary: Iran likely will be returning to the market beginning in 3Q21, and will top up its production from ~ 2.4mm b/d in April to ~ 3.85mm b/d by year-end, in our estimation. Any volumes returned to the market by core OPEC 2.0 in excess of what's already been agreed going into the June 1 meeting likely will come out of storage on an as-needed basis. Libya will likely lift its current production of ~ 1.3mm b/d close to 1.5mm b/d by year end as well. We are expecting the price-taking cohort ex-OPEC 2.0 to increase production from 53.78mm b/d in April to 53.86mm b/d in December, led by a 860k b/d increase in US output, which will take average Lower 48 output in the US (ex-GOM) to 9.15mm b/d by the end of this year (Chart 3). When we model shale output, our expectation is driven by the level of prompt WTI prices and the shape of the forward curve. The backwardation in the WTI forward curve will limit hedged revenues at the margin, which will limit the volume growth of the marginal producer. We expect global production to slowly increase next year, and the year after that, with supply averaging 101.07mm b/d in 2022 and 103mm b/d in 2023.  Chart 3US Crude Output Recovers, Then Tapers in 2023 Demand Should Lift, But Uncertainties Persist We expect the slowdown in realized DM demand to reverse in 2H21, and for oil demand to continue to recover in 2H21 as the US and EU re-open and travel picks up. This can be seen in our expectation for DM demand, which we proxy with OECD oil consumption (Chart 4). EM demand – proxied by non-OECD oil consumption – is expected to revive over 2022-23 as vaccine distribution globally picks up. As a result, demand growth shifts to EM, while DM levels off. China's refinery throughput in April came within 100k b/d of the record 14.2mm b/d posted in November 2020 (Chart 5). The marginal draw in April stockpiles could also signify that as crude prices have risen higher, the world’s largest oil importer may have hit the brakes on bringing oil in. In the chart, oil stored or drawn is calculated as the difference between what is imported and produced with what is processed in refineries. With refinery maintenance in high gear until the end of this month, we expect product-stock draws to remain strong on the back of domestic and export demand. This will draw inventories while maintenance continues. Chart 4EM Demand Will Recovery Accelerates in 2022-23 Chart 8China Refinery Runs Remain Strong COVID-19-induced demand destruction remains a persistent risk, particularly in India, Brazil and Japan. This is visible in the continued shortfall in realized demand vs our expectation so far this year. We lowered our 2021 oil demand growth estimate to ~ 5.3mm b/d y/y, which is down ~ 800k from last month's estimate, given persistent weakness in realized consumption. Our demand forecast for 2022 and 2023 is higher, however, based on our expectation for stronger GDP growth in EM economies, following the DM's outperformance this year, on the back of wider global vaccine distribution year-end (Table 1). Table 1BCA Global Oil Supply - Demand Balances (MMb/d, Base Case Balances) Our supply-demand estimates continue to point to a balanced market this year and into 2022-23 (Chart 6). Given our expectation OPEC 2.0's production-management strategy will remain effective, we expect inventories to continue to draw (Chart 7). Chart 6Markets Remained Balanced Chart 7Inventories Continue To Draw CAPEX Cuts Bite In 2023 In 2023, we are expecting Brent to end the year closer to $80/bbl than not, which will put prices outside the current range we believe OPEC 2.0 is managing its production around (Chart 8). We have noted in the past continued weakness in capex over the 2015-2022 period threatens to leave the global market exposed to higher prices (Chart 9). Over time, a reluctance to invest in oil and gas exploration and production prices in 2024 and beyond could begin to take off as demand – which does not have to grow more than 1% p.a. – continues to expand and supply remains flat or declines. Chart 8By 2023 Brent Trades to /bbl Chart 9Low Capex Likely Results In Higher Prices After 2023 Bottom Line: We are raising our 2021 forecast back to an average of $63/bbl, and our forecasts for 2022 and 2023 to $75 and $78/bbl. We expect DM demand to lead the recovery this year, and for EM to take over next year, and resume its role as the growth engine for oil demand. Longer term, parsimonious capex allocations likely result in tighter supply meeting slowly growing demand. At present, markets appear to be placing a large bet on the buildout of renewable electricity generation and electric vehicles (EVs). If this does not occur along the trajectory of rapid expansion apparently being priced by markets – i.e., the demand for oil continues to expand, however slowly – oil prices likely would push through $80/bbl in 2024 and beyond.   Robert P. Ryan Chief Commodity & Energy Strategist rryan@bcaresearch.com Ashwin Shyam Research Associate Commodity & Energy Strategy ashwin.shyam@bcaresearch.com   Commodities Round-Up Energy: Bullish The Colonial Pipeline outage pushed average retail gasoline prices in the US to $3.03/gal earlier this week, according to the EIA. This was the highest level for regular-grade gasoline in the US since 27 October 2014. According to reuters.com, the cyberattack that shut down the 5,500-mile pipeline was the most disruptive on record, shutting down thousands of retail service stations in the US southeast. Millions of barrels of refined products – gasoline, diesel and jet fuel – were unable to flow between the US Gulf and the NY Harbor because of the attack, which was launched 7 May 2021 (Chart 10). While most of the system is up and running, problems with the pipeline's scheduling system earlier this week prevented a return to full operation. Base Metals: Bullish Spot copper prices remained on either side of $4.55/lb (~ $10,000/MT) by mid-week following a dip from the $4.80/lb level (Chart 11). We remain bullish copper, particularly as political risk in Chile rises going into a constitutional convention. According to press reports, the country's constitution will be re-written, a process that likely will pave the way for higher taxes and royalties on copper producers.1 In addition, unions in BHP mines rejected a proposed labor agreement, with close to 100% of members voting to strike. In Peru, a socialist presidential candidate is campaigning on a platform to raise taxes and royalties. Precious Metals: Bullish According to the World Platinum Investment Council, platinum is expected to run a deficit for the third consecutive year in 2021, which will amount to 158k oz, on the back of strong demand. Refined production is projected to increase this year, with South Africa driving this growth as mines return to full operational capacity after COVID-19 related shutdowns. Automotive demand is leading the charge in higher metal consumption, as car makers switch out more expensive palladium for platinum to make autocatalysts in internal-combustion vehicles. Ags/Softs: Neutral Corn prices continued to be better-offered following last week's WASDE report, which contained the department's first look at the 2021-22 crop year. Corn production is expected to be up close to 6% over the 2020-21 crop year, at just under 15 billion bushels. On the week, corn prices are down ~ 15.3%. Chart 10 Chart 11     Footnotes 1     Please see Copper price rises as Chile fuels long-term supply concerns published 18 May 2021 by mining.com. Investment Views and Themes Strategic Recommendations Tactical Trades Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed in 2021 Summary of Closed Trades

ハイライト IEAの最新予測によれば、2021–22年の期間における世界の発電設備増加のうち、再生可能エネルギーの設備容量が90％を占める見込みです。これは、昨年追加された再生可能エネルギーの発電設備容量が前年同期比で45％増加したこと（COVID-19パンデミック下でも発生した）を受けたものです（今週のチャート）。 再生可能エネルギーと電気自動車（EV）への継続的な投資、および世界経済の回復により、銀行や商社の銅価格予測は1トンあたり約13,000～20,000ドルのレンジに引き上げられつつあり、現在の約10,600ドル/トン（約4.80ドル/ポンド）と比べて高い水準となっています。 これらのより強い金属価格見通しが的中すれば、カーボン回収やサーキュラー利用技術を通じて化石燃料の低炭素利用を延長する投資の魅力が高まるでしょう。 これらの技術への投資は、投資を評価するための明確な世界的参照価格が存在しないため限定的でした。カーボン市場や炭素税がそのような基準を提供すれば投資は加速します。これはカーボン・マーケット・クラブを通じて監視でき、税を公表し徴収する加盟国に取引を限定します。1 特集 IEAの最新の再生可能エネルギーに関するアップデートによれば、昨年の再生可能エネルギーの設備容量増加はほぼ280GWで、前年同期比45％増と1999年以来の最大の伸びでした。2 今年および来年については、再生可能エネルギーが設備容量増加の90％を占めると見込まれており、特に太陽光PVへの投資は約50％増の162GWに達すると予想されています。風力は昨年90％増の114GWにまで成長し、2022年末までに約50％増加する見込みです。 再生可能エネルギーの発電量の増加と電気自動車（EV）への投資の拡大に伴い、バルク（鉄鋼および鉄鉱石）や、銅を先頭とするベースメタルの需要が価格を押し上げるでしょう。これは、2020年末までの4年間で供給の伸びが停滞し物理的な不足が続いた背景のもとで起きています（チャート2）。IEAによれば、2020年9月から2021年3月の期間で鉄鋼および銅価格が40％上昇したことが、太陽光PVモジュール価格上昇の一因となりました。 今週のチャート 再生可能エネルギー設備容量の急増 金属価格の急騰とカーボンキャプチャーの必要性 金属価格の急騰とカーボンキャプチャーの必要性 我々の評価では、銅市場の供給側は今年と来年も不足が続く見込みであり、Wood Mackenzieが想定するように、今後20年間で需要が年率約2％で成長し、鉱山事業者が需要に見合う設備投資（capex）に踏み切らない場合、この傾向は継続する可能性があります。3 チャート2 物理的な赤字が銅の在庫を引き下げる... 現物不足が銅在庫を取り崩す… 現物不足が銅在庫を取り崩す… 銅や、再生可能エネルギーの構築やインフラに必要な他の金属に関するESGリスクは、価格上昇に伴って高まり、コストを押し上げます。4 こうしたコスト上昇とESGリスクの増大は、我々の見解ではカーボン回収やサーキュラーエコノミー技術への投資魅力を高めます。これにより、もし技術が世界をネットゼロの方向へ近づけられるなら、低炭素の化石燃料の利用期間を延長することが可能になります。しかし、政府の政策がこの投資を誘発しない限り—例えば世界的なカーボン取引価格や炭素税を通じて—、これら技術への投資は低迷し続ける可能性が高いでしょう。 カーボン回収技術の果たせなかった約束 カーボン回収・利用・貯留（CCUS）の歴史は、高い期待と達成されない期待の繰り返しでした。気候変動緩和の手段として一般に認識されているものの、その導入は期待ほど速く進んでいません。 低炭素技術は化石燃料に基づく技術に比べてより多くの重要金属を必要とします（チャート3）。コストの問題に加え、再生可能エネルギー移行のために金属採掘が増えれば、採掘に伴うESGリスクも増大します。これについては当社の過去のリサーチで議論しました。5 Wood Mackenzieによれば、低炭素世界への移行を支えるのに必要な金属供給のために、鉱業会社は今後15年でほぼ1.7兆ドルの投資を行う必要があると推計しています。6 チャート3 低炭素技術は金属集約的である 金属価格の急騰とカーボン・キャプチャーの意義 金属価格の急騰とカーボン・キャプチャーの意義 こうした金属に関する差し迫った物理的需要を考えると、市場が現在織り込んでいるよりも長い期間、化石燃料が橋渡しとして使われるか、あるいは炭素をハイドロカーボンから除去する技術の成功度合いに応じて将来の一部として使われ続ける可能性が高いと言えます。そうであるならば、移行期において化石燃料を使い続けつつその環境影響を軽減するには、CO2やその他の温室効果ガス（GHG）排出を低減するための高度に焦点を絞った技術が必要になります。 そこでCCUS技術です：この技術は、化石燃料やバイオマスを用いて現代社会に必要なエネルギーを生産する過程で発生するCO2を捕捉します。現在の形態では、CO2は圧縮されて輸送されるか、地質構造や海洋貯留層に貯留されます。これを増進回収（EOR）に利用して、炭化水素を含む貯留層にCO2を注入することで採取が困難な油を抽出することも可能です。7 CCUS投資の余地 CCUSへの投資支出は増加しており、この技術を利用または実証する予定の施設数も増えています。IEAの『Energy Technology Perspectives 2020』の2020年版では、2017年以降に30件の新しい統合型CCUS施設が発表され、主に米国や欧州など先進国で進められているが、一部の新興国でも計画があると指摘しています。2020年時点で計画が高度な段階にあるプロジェクトは合計で270億ドルに相当し、2017年時点の計画投資の2倍以上となっています（チャート4）。 パリ協定の多くの目的の一つは、21世紀後半に人工的な排出と温室効果ガス（GHG）吸収（シンク）による除去との間でバランスを取ることです。実務的には、多くの国、特に新興国はこの期間中に開発のために化石燃料を使用し続ける必要があるでしょう（チャート5）。8 チャート4 ここまでのカーボン回収プロジェクト 急騰する金属価格とカーボンキャプチャーの必要性 急騰する金属価格とカーボンキャプチャーの必要性 チャート5 新興国の開発には化石燃料エネルギーが必要になる 高騰する金属価格とカーボン・キャプチャー導入の必要性 高騰する金属価格とカーボン・キャプチャー導入の必要性 エネルギー分野におけるCCUS 石炭に比べてGHG排出が少ない燃料、すなわち石炭のCO2の半分程度しか排出しない天然ガスは、グリーン発電への橋渡し（ブリッジ）として有効に使うことができます（チャート6）。 チャート6 天然ガスはブリッジ燃料として引き続き魅力的である 金属価格の急騰とカーボン・キャプチャ導入の必要性 金属価格の急騰とカーボン・キャプチャ導入の必要性 天然ガス中のCO2は、パイプライン品質のガスやLNGとして販売される前に除去する必要があります。通常、このCO2は大気中に放出されますが、CCUS技術を用いることで地質貯留層へ再注入し、増進回収（EOR）に利用することができます。このため、世界最大のLNG輸出国である米国のLNG企業は、より環境に配慮した事業運営を目指してCCUS技術への投資を検討しています。9 CCUSはまた、天然ガスや石炭を用いて低コストの水素（いわゆるブルー水素）を生産するためにも利用できます。これは再生可能エネルギー由来の電力を用いる電気分解による「グリーン水素」よりもコストが低く、ブルー水素の低コスト化は新興国にクリーンな水素を普及させ、脱炭素化に向けた新たな利用経路を開く可能性があります。 その他産業におけるCCUSの価値 CCUS技術は既存の発電所や産業プラントに後付けで導入することが可能であり、IEAによれば、そうでなければ2050年に約80億トンのCO2を排出し続ける可能性があるとされ、これは2020年のエネルギー部門の年間排出量のおよそ4分の1に相当します。 化石燃料を燃焼する発電所のうち、石炭火力発電は最大のCO2課題を抱えています。排出の大部分は中国やその他のアジア新興国から生じており、平均設備年齢は20年未満です。米国規制委員会協会によれば石炭火力発電所の平均寿命は40年であるため、これらの発電所は残存稼働年数が長く、2050年まで稼働し続ける可能性があります。既存の発電所や産業プラントを廃止したり用途変更したりする代替手段として、CCUSは唯一の選択肢となり得ます。 IEAは、ネットゼロ炭素排出を達成するにはCCUSが不可欠であると考えています。同機関のSustainable Development Scenarioでは、エネルギー部門からの世界のCO2排出が2070年までにネットゼロに減少するシナリオにおいて、CCUSは累積排出削減の15％を占めます。もし世界が2050年までにネットゼロを達成する必要がある場合、ほぼ50％多いCCUSの導入が必要となります。10 適切に実装・拡大されれば、CCUSは産業が石油、ガス、石炭を使い続けつつネットゼロ目標を達成することを可能にし、中期的には化石燃料需要を後押しする可能性があります。これは特に新興国の開発にとって重要です。 なぜCCUSはもっと進んでいないのか？何ができるか？ CCUSが広く使われていない主な理由はコストです。 現在、CO2を捕捉するコストはCO2濃度に基づいて変動し、直接空気回収（Direct Air Capture）が最も高価です（チャート7）。こうした高コストのために、CCUSは商業的に成立していません。 ただし、同じ議論は再生可能エネルギー導入に対してもかつては成り立ちました。かつて再生可能エネルギーの平準化発電コストは高価でしたが、政府補助金による拡大とスケールアップにより、ムーアの法則的なコスト低下曲線に沿ってコストは下がりました。Lazard Ltd.が報告する技術横断比較が可能な太陽光発電の平準化発電コストでは、2009年から2019年にかけて発電コストが89％低下し、359ドル/MWhから40ドル/MWhになりました（チャート8）。この学習曲線は、太陽光技術の導入を促進した政府補助金によって可能になりました。 チャート7 CCUSは高コストになり得る 金属価格の急騰とカーボンキャプチャーの必要性 金属価格の急騰とカーボンキャプチャーの必要性 チャート8 太陽光と同様に補助金がCCUSを支援し得る 補助金は、太陽光発電で行われたのと同様にCCUSを支援できる 補助金は、太陽光発電で行われたのと同様にCCUSを支援できる CCUS技術のコストは低下しています。例えば、2019年にGlobal CCS Instituteは、カナダのBoundary Damで2014年に稼働したCCSユニットでの捕捉コストが1トン当たり100ドルであったと報告しました。3年後に建設された米国のPetra Novaで、改良技術を用いた捕捉コストは1トン当たり65ドルでした。いずれも石炭火力発電所です。報告書はまた、Boundary DamやPetra Novaと同様のCCS技術を用いて2024–28年に稼働開始予定の石炭火力発電所では、学習曲線の進展、研究、規模の経済による資本コスト低下、デジタル化などにより1トン当たり約43ドルになると見込まれていると指摘しました。これらのコスト削減の共通点の一つは、企業がCCUSにより多く投資し、この技術に慣れ親しむ必要があるという点です。 再生可能エネルギーの事例と同様に、政府補助金はCCUSの運用コストの参入障壁を下げ、この技術の改良への参加を促します。初期の先駆的なCCUSは高価ですが、資本支援や税額控除といった補助によりCCUSの実装と研究は増加します。Boundary DamとPetra Novaは政府補助金の恩恵を受けた例であり、CCSユニット建設時にそれぞれカナダ政府および米国の機関から1億7,000万ドルと2億ドルの支援を受けました。 米国はまた45Q税額控除制度を導入しており、貯留されたCO2に対しては1トン当たり50ドル、増進回収のような用途で使用されたCO2に対しては1トン当たり35ドルを施設に支払います。Global CCS Instituteによれば、2019年末時点で米国に追加された8件の新しいCCUSプロジェクトのうち4件は、45Qの存在を主要な推進要因として挙げていました。 カーボン市場と炭素税の活用 2005年に導入されたEUの排出権取引制度（ETS）は、企業に市場の力を使って排出削減を促す革新的な政策の一例です。これらの市場で計測される炭素価格は、これまで記録されてこなかった負の外部性に具体的な価値を与えます。ETSの欠点は、長期の需給分析や計画を複雑にする政策変更に左右されるEUの環境政策実施に依存している点です。例えば、最近の目標引き上げでは2030年までに温室効果ガス排出を少なくとも55％削減することが掲げられました。 排出権の政策主導トレードに代わる手段としては、政府が課し徴収する排出量当たりの炭素税があります。これにより、鉱業で使用されるような化石燃料を用いる技術のコストが上昇し、再生可能エネルギー移行に必要なバルクやベースメタルの供給を増やすための技術を供給・使用する企業にCCUSなどでCO2を削減するインセンティブが与えられます。 ETS市場と政府によるCO2課税は、ウィリアム・ノードハウス（2018年ノーベル経済学賞受賞者）が提唱した技術であるカーボン・マーケット・クラブを形成することができます。これにより、加盟国がパリ協定で求められる実際の削減を取引や税制で示し参加していることを実証できる国に取引を限定できます。11 グリーンエネルギー移行が勢いを増し、各国がネットゼロ政策を実施するにつれて、炭素の価格は上昇するでしょう。炭素価格が上がると、企業の排出に関連するコスト負担が増加します。市場参加者が炭素価格が記録的水準に達した後も上昇を続けると見込む中で、EUで事業を行う企業にとってCCUS技術を採用するインセンティブは強まり、炭素税に直面する企業にとっても同様に導入の動機が高まります。12 要点： 緑の金属価格の急騰、設備投資の不足、そして低炭素未来のために採掘される金属に伴うESGリスクを踏まえると、我々は市場の織り込み以上に化石燃料が低炭素社会への移行で大きな役割を果たすと予想します。各国が気候目標を達成しつつ化石燃料を利用できるようにするためには、CCUS技術の利用が重要です。CCUSの普及を高めるためには、再生可能エネルギーの事例にならい、需要が確立するまで政府がこの技術を補助する必要があります。また、ETSや炭素税の導入促進も行動を触発するために必要です。   Robert P. Ryan チーフ・コモディティ＆エネルギー・ストラテジスト rryan@bcaresearch.com Ashwin Shyam リサーチ・アソシエイト コモディティ＆エネルギー戦略 ashwin.shyam@bcaresearch.com     コモディティ概況 エネルギー： 強気 記事作成時点で、ブレント原油価格は70ドル/バレルの水準に迫っていました。これはIEAが2021年後半の強い需要回復を評価したことを受けた動きです（チャート9）。IEAは2021年前半の需要増加見通しを27万b/d引き下げましたが、インドやOECDアメリカ、欧州でのCOVID-19による需要減少が主因であり、後半の見積りは維持しており、今年の総需要増は540万b/dとしています。EIAも今年の需要増を540万b/d、来年は370万b/dと見込んでいます。OPECは2021年通年の需要増を600万b/dのまま維持しました。OPEC 2.0は6月1日に再び会合し、我々の見立てでは市場により多くのサイドライン生産を戻すことを検討するでしょう。来週のレポートで需給バランスと価格見通しを更新する予定です。 ベースメタル： 強気 記事作成時点で、CME/COMEXのスポット銅価格はおおむね4.80ドル/ポンド付近で推移していました。チリでの増税の脅威（そのような税を求める法案が議会を通過しつつあること）、鉱山労働者のストライキの可能性、そして採鉱で使用される硫酸の不足（パンデミックによる製油所の稼働減少が原因で世界的に硫黄供給が減少したことによる）などが、ブルームバーグによれば銅を強く買われた状態にしています。当社の12月限COMEX銅の目標は5ドル/ポンド（LMEで約11,000ドル/トン）です。物理的な供給不足が在庫取り崩しを強い続け、金利構造をバックワーディテートさせると予想しているため、当社は2022年カレンダー物のCOMEX銅をロング、2023年をショートのポジションを継続しています。 貴金属： 強気 水曜日の米国のCPIデータは、4月の総合インフレ率が前年同月比で4.2％上昇したことを示しました。これは2008年以来の高水準ですが、この上昇はベース効果（昨年の同時期にパンデミックで物価が下落していたため）による部分もあると考えられます。物価上昇は金をインフレヘッジとしての需要を高めますが、もしこのデータを受けてFRBが金利を引き上げれば米ドル高となり、金価格にはマイナスに働きます（チャート10）。ただし我々はFRBがこの報告で指針を急激に転換するとは予想しておらず、中銀がこの一時的な上振れと扱うと見ています。昨日の終値時点でCOMEXの金は1,835.9ドル/オンスで取引されていました。 農産物／ソフト商品： 中立 記事作成時点で、シカゴ大豆市場は水曜日に発表予定のWorld Agriculture Supply and Demand Estimates（WASDE）レポートを前に上昇していました。先物の期近は約16.70ドル/ブッシェルで、日中で2％上昇していました。今月のWASDEには、2021/22作付年に対するUSDAの初の需要見積りが含まれ、需要の強まりにより供給が引き締まるとの見通しが市場で予想されています。 チャート9 ブレント価格が上昇中 ブレント価格が上昇中 チャート10 新型コロナの不確実性が金の需要を押し上げる可能性がある 新型コロナの不確実性が金の需要を押し上げる可能性がある   脚注 1     詳細はWorld Bankが2016年7月に公表したカーボン・マーケット・クラブと新パリ体制を参照してください。こうした技術の知的および計算の枠組みは、2018年ノーベル経済学賞受賞者のウィリアム・ノードハウスによって開発されました。 2     今週IEAが公表した再生可能エネルギー市場アップデート、2021年および2022年の見通し.pdfを参照してください。 3    WoodMacは「追加の大規模な投資がない限り、2024年以降生産は減少する。需要の伸びと相まって、この生産減少は理論的には2040年までに約16Mtの不足をもたらすだろう」と指摘しています。コンサルタントは、この期間の銅需要を満たすためにさらに3,250億～5,000億ドル以上の投資が必要になると見積もっています。詳細は供給成長の欠如は銅業界にしっぺ返しをもたらすか？（woodmac.com、2021年3月23日）をご覧ください。 4    当社が2021年4月29日に公表した需要拡大に伴う再生可能エネルギーのESGリスクの増大を参照してください。ces.bcaresearch.comで入手可能です。 5    脚注4を参照してください。 6    Reutersが公表した低炭素世界には1.7兆ドルの鉱業投資が必要をご覧ください。 7     この方法は石油生産を増加させるために用いられます。炭化水素の特性を変え、貯留層圧力を回復し、貯留層内での油の置換を促進します。EORを用いることで、石油会社は貯留層中の原油原始埋蔵量の30％から60％を回収することができます。詳細は米国エネルギー省が公表する増進回収をご覧ください。 8    ReutersのコラムCO2排出制限と経済開発を参照してください。 9    World Oilの記事米国のLNG業者はグリーンなイメージ向上のためにカーボン回収を唱えるをご覧ください。 10   IEAのカーボン回収・利用・貯留に関する特別報告（Energy Technology Perspectives 2020の一部）をご覧ください。 11    上の脚注1を参照してください。 12    Financial Timesの記事EUで汚染のコストが急騰、炭素価格が記録的な€50に達するを参照してください。 投資見解とテーマ 戦略的推奨事項 タクティカル・トレード コモディティ価格および取引参考表 2021年にクローズした取引 クローズした取引の要約 より高いインフレが到来 より高いインフレが到来

Highlights Rising CO2 emissions on the back of stronger global energy growth this year will keep energy markets focused on expanding ESG risks in the buildout of renewable generation via metals mining (Chart of the Week).   EM energy demand is expected to grow 3.4% this year vs. 2019 levels and will account for ~ 70% of global energy demand growth.  Demand in DM economies will fall 3% this year vs 2019 levels.  Overall, global demand is expected to recover all the ground lost to the COVID-19 pandemic, according to the IEA.  Rising energy demand will be met by higher fossil-fuel use, with coal demand increasing by more than total renewables generation this year and accounting for more than half of global energy demand growth. Demand for renewable power will increase by 8,300 TWh (8%) this year, the largest y/y increase recorded by the IEA.  As renewables generation is built out, demand for bulks (iron ore and steel) and base metals will increase.1  Building that new energy supply will contribute to rising CO2, particularly in the renewables' supply chains. Feature Energy demand will recover much of the ground lost to the COVID-19 pandemic last year, according to the IEA.2 Most of this is down to successful rollouts of vaccination programs in systemically important economies – e.g., China, the US and the UK – and the massive fiscal and monetary stimulus deployed to carry the global economy through the pandemic. The risk of further lockdowns and uncontrolled spread of variants of the virus remains high, but, at present, progress continues to be made and wider vaccine distribution can be expected. The IEA expects a global recovery in energy demand of 4.6% this year, which will put total demand at ~ 0.5% above 2019 levels. The global rebound will be led by EM economies, where demand is expected to grow 3.4% this year vs. 2019 levels and will account for ~ 70% of global energy demand growth. Energy demand in DM economies will fall 3% this year vs 2019 levels. Overall, global demand is expected to recover all the ground lost to the COVID-19 pandemic, according to the IEA. Chart of the WeekGlobal CO2 Emissions Will Rebound Post-COVID-19 Coal demand will lead the rebound in fossil-fuel use, which is expected to account for more than total renewables demand globally this year, covering more than half of global energy demand growth. This will push CO2 emissions up by 5% this year. Asia coal demand – led by China's and India's world-leading coal-plant buildout over the past 20 years – will account for 80% of world demand (Chart 2). Chart 2China, India Lead Coal-Fired Generation Buildout Demand for renewable power will post its biggest year-on-year gain on record, increasing by 8,300 TWh (8%) this year. This increase comes at the back of roughly a decade of an increasing share of electricity from renewables globally (Chart 3). As renewables generation is built out, demand for bulks (iron ore and steel) and base metals will increase.3 Building that new energy supply will contribute to rising CO2, particularly in the renewables' supply chains. Chart 3Share of Electricity From Renewables Has Been Increasing ESG Risks Increase With Renewables Buildout Governments have pledged to invest vast sums of money into the green energy transition, to reduce fossil fuels consumption and deforestation, thus curbing temperature increases. In addition, banks have pledged trillions will be made available to support the buildout of renewable technologies over the coming years. The World Bank, under the most ambitious scenarios considered (IEA ETP B2DS and IRENA REmap), projects that renewables, will make up approximately 90% of the installed electricity generation capacity up to 2050. This analysis excludes oil, biomass and tidal energy. (Chart 4). Building these renewable energy sources will be extremely mineral intensive (Chart 5). Chart 4Renewables Potential Is Huge … While we have highlighted issues such as a lack of mining capex and decreasing ore grades in past research – both of which can be addressed by higher metals and minerals prices – the environmental, social and governance (ESG) risks posed by mining are equally important factors for investors, policymakers and mining companies to consider.4 The mining industry generally uses three principal sources of energy for its operations – diesel fuel (mostly in moving mined ore down the supply chain for processing), grid electricity and explosives. Of these three, diesel and electricity consumption contributes substantially to mining’s GHG emissions. In the mining stage, land clearing, drilling, blasting, crushing and hauling require a considerable amount of energy, and hence emit the highest amounts of greenhouse gases (GHGs). Chart 5… As Are Its Mineral Requirements The Environmental Impact Of Mining Under the scenarios depicted in Chart 5, copper suppliers could be called on to produce approximately 21mm MT of the red metal annually between now and 2050, which is equivalent to a 7% annual increase of supplies vs. the 2017 reference year shown in the chart. Mining sufficient amounts of copper, a metal which is critical to the renewable energy buildout, both in terms of quantity and versatility, will test miners' and governments' ability to extract sufficient amounts of ore for further processing without massively damaging the environment or indigenous populations' habitats (Chart 6). Chart 6Copper Spans All Renewables Technologies A recent risk analysis of 308 undeveloped copper orebodies found that for 180 of the orebodies – roughly equivalent to 570mm MT of copper – ore-grade risk was characterized as moderate-to-high risk.5 High risk implies a lower concentration of metal in the ore deposits. Mining in ore bodies with lower copper grades will be more energy intensive, and thus will emit more greenhouse gases. Table 1 is a risk matrix of the 40 mines that have the most amount of copper tonnage in this analysis: 27 of these mines displayed in the matrix have a medium-to-high grade risk. Table 1Mining Risk Matrix Another analysis established a negative relationship between the ore-grade quality and energy consumption across mines for different metals and minerals.6 This paper found that, as ore grade depletes, the energy needed to extract it and send it along the supply chain for further processing is exponentially higher (Chart 7). Lastly, a recent examination found that in 2018, primary metals and mining accounted for approximately 10% of the total greenhouse gases. Using a case study of Chile, the world’s largest producer of the red metal, the researchers found that fuel consumption increased by 130% and electricity consumption per unit of mined copper increased by 32% from 2001 to 2017. This increase was primarily due to decreasing ore grades.7 As ore grades continue to fall, these exponential relationships likely will persist or become more significant. Chart 7Energy Use Rises As Ore Quality Falls Bottom Line: While technology can improve extraction, it cannot reduce the minimum energy required for the mining process. This increased energy use will contribute to the total amount of CO2 and other GHGs emitted in the process of extracting the ores required to realize a low-carbon future. Trade-Off Between CO2 Emissions And Economic Development A recent Reuters analysis highlights the gap between EM and DM from the perspective of their renewable energy transition priorities.8 Of the 17 UN Sustainable Development Goals (SDGs), “Taking action to combat climate change” takes precedence over the rest for DM economies. This is largely because they have already dealt with other energy and income intensive SDGs such as improvements in healthcare and poverty reduction. The large scale of unmet energy demand in developing countries poses a huge challenge to controlling CO2 emissions. The populations of these countries are growing fast and are projected to continue increasing over the next three decades. Rising populations, make the issue of a "green-energy transition" extremely dynamic – i.e., not only do EM economies need to replace existing fossil fuels, but they also need to add enough extra zero-emission fuel sources to meet the growth in energy demand. Bottom Line: Coupled with the increased amount of energy required to mine the same amount of metal (due to lower ore grades), rising energy demand resulting from a burgeoning population in EM economies - which use fossil fuels to meet their primary needs - will require more metals to be mined for the renewable energy transition. This will further increase the amount of carbon dioxide and other greenhouse gas emissions from mine activity, and increase the risk to indigenous populations living close-by to the sources of this new metals supply. ESG risks will increase as a result, presenting greater challenges to attracting funding to these efforts.   Ashwin Shyam Research Associate Commodity & Energy Strategy ashwin.shyam@bcaresearch.com Robert P. Ryan Chief Commodity & Energy Strategist rryan@bcaresearch.com   Commodities Round-Up Energy: Bullish OPEC 2.0 was expected to stick with its decision to return ~ 2mm b/d of supply to the market at its ministerial meeting Wednesday. Markets remain wary of demand slowing as COVID-19-induced lockdowns persist and case counts increase globally. The production being returned to market includes 1mm b/d of voluntary cuts by Saudi Arabia, which could, if needs be, keep barrels off the market if demand weakens. Base Metals: Bullish Front-month COMEX copper is holding above $4.50/lb, after breaching its 11-year high earlier this week. The proximate cause of the initial lift above that level was news of a strike by Chilean port workers on Monday protesting restrictions on early pension-fund drawdowns, according to mining.com. After a slight breather, prices returned to trading north of $4.50/lb by mid-week. Last week, we raised our Dec21 COMEX copper price forecast to $5.00/lb from $4.50/lb. Separately, high-grade iron ore (65% Fe) hit record highs, while the benchmark grade (62% Fe) traded above $190/MT earlier in the week on the back of lower-than-expected production by major suppliers and USD weakness. Steel futures on the Shanghai Futures Exchange hit another record as well, as strong demand and threats of mandated reductions in Chinese steel output to reduce pollution loom (Chart 8). Precious Metals: Bullish Rising COVID cases, especially in India, Brazil and Japan are increasing gold’s safe-haven appeal (Chart 9). The US CFTC, in its Commitment of Traders (COT) report for the week ending April 20, stated that speculators raised their COMEX gold bullish positions. At the end of the two-day FOMC meeting, the Fed decided against lifting interest rates and withdrawing support for the US economy. However, officials sounded more optimistic about the economy than they did in March. The decision did not give any sign interest rates would be lifted, or asset purchases would be tapered against the backdrop of a steadily improving economy.  Net, this could increase demand for gold, as inflationary pressures rise. As of Tuesday’s close, COMEX gold was trading at $1778/oz. Ags/Softs: Neutral Corn and bean futures settled down by mid-week after a sharp rally earlier. After rising to a new eight-year high just below $7/bushel due to cold weather in the US, and fears a lower harvest in Brazil will reduce global grain supplies, corn settled down to ~ $6.85/bu at mid-week trading. Beans traded above $15.50/bu earlier in the week, their highest since June 2014, and settled down to ~ $15.36/bu by mid-week. Attention remains focused on global supplies. The uptrend in grains and beans remains intact. Chart 8 Chart 9   Footnotes 1     Please see Renewables, China's FYP Underpin Metals Demand, published 26 November 2020, for further discussion.  It is available at ces.bcaresearch.com. 2     Please see Global Energy Review 2021, the IEA's Flagship report for April 2021. 3    Please see Renewables, China's FYP Underpin Metals Demand, published 26 November 2020, for further discussion.  It is available at ces.bcaresearch.com. 4    We discussed these capex issues in last week's research, Copper Headed Higher On Surge In Steel Prices, which is available at ces.bcaresearch.com. 5    Please see Valenta et al.’s ‘Re-thinking complex orebodies: Consequences for the future world supply of copper’ published in 2019 for this analysis. 6    Please see Calvo et. al.’s ‘Decreasing Ore Grades in Global Metallic Mining: A Theoretical Issue or a Global Reality?’ published in 2016 for this analysis. 7     Please see Azadi et. al.’s ‘Transparency on greenhouse gas emissions from mining to enable climate change mitigation’ published in 2020 for this analysis. 8    Please see John Kemp's Column: CO2 emission limits and economic development published 19 April 2021 by reuters.com.   Investment Views and Themes Strategic Recommendations Tactical Trades Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed in 2021 Summary of Closed Trades

ハイライト 中国の鋼材需要の急増を受け、建築およびインフラプロジェクトが今年完了するにつれて上海鉄鋼先物が今月初めに5,200人民元/MT弱の史上高近くまで上昇したことから、銅価格はさらに上昇すると見込まれます（今週のチャート）。 銅は今年および来年にかけて実需ベースでの需給不足を記録し、在庫がさらに減少するとともに中国および世界的に銅スクラップの需要を押し上げるでしょう。 銅価格の上昇が続けば、現在の市場での口先介入が需要と価格上昇を抑えられない場合、中国の膨大な国家保有銅在庫（約200万MTと推定される）の一部を当局が放出する可能性があります。 強い鋼材マージンと製鉄所に対する新たな環境規制が高品位鉄鉱石（65% Fe）需要を押し上げており、同品は今週初めに約223ドル/MT弱の史上高を付けました。ベンチマークの鉄鉱石価格（62% Fe）は今週10年ぶり高値で取引され、約190ドル/MT手前でした。 当社は2021年12月の銅価格予想を4.50ドル/lbから5.00ドル/lbに引き上げます。さらに、本日の取引終了時に2022年物CME/COMEX銅をロングし、2023年物CME/COMEX銅をショートするポジションを取ります。より急峻なバックワーデーションを見込んでの取組みです。 特集 中国の唐山（Tangshan）製鉄拠点における汚染削減のための製鉄所稼働率の最大30%削減という政府指示は、建設およびインフラのブームに対応する既に逼迫した市場をさらに引き締めることになります（チャート2）。このブームは鋼材価格、そして結果的に鉄鉱石価格を急騰させました（チャート3）。過去と同様に、これが銅の強気相場の次の局面の舞台を整えます。 今週のチャート 鋼材の急騰が銅価格の更なる上昇を予告 鉄鋼の急騰は銅価格のさらなる上昇を示唆する 鉄鋼の急騰は銅価格のさらなる上昇を示唆する 当社のモデルでは、特に鉄筋（リバー）価格と銅価格の間に強い関係があることが今週のチャートで確認できます。鋼材は建築・インフラプロジェクトの前段階で使われ（鉄筋で補強されたコンクリートや圧延コイル製品など）、その後、完成したプロジェクトには銅が使われます（配線や配管の形で）。 チャート2 銅の強気相場は続く 銅の強気相場は続く 銅の強気相場は続く 建設・建築ブームに加え、製造業の継続的な回復が銅価格の追い風となり、2021年後半の世界的な活動回復がこれをさらに増幅します。チャート4は名目GDP水準と銅価格の関係を示しています。重要なのは、アジア（中国を含む）およびアジア以外の経済成長が銅価格とコインテグレーション（共積分）関係にあることで、すなわち経済成長と工業コモディティは長期的な均衡を共有しており、それが同時変動を説明します。 チャート3 鋼材ブームが鉄鉱石価格を押し上げる 鉄鋼ブームが鉄鉱石価格を押し上げる 鉄鋼ブームが鉄鉱石価格を押し上げる メディア報道はしばしば、中国の政府支出をGDP比で注目しがちです（例：社会融資総額のGDP比）。しかし商品価格動向を説明しようとする際に経済要因が除外されがちです。中国政府が民間部門（財・サービス面）をさらに拡大することに成功すれば、オーガニックな経済成長が中国のコモディティ需要を説明する上でより重要になります。 チャート4 世界経済の成長が銅価格を押し上げる 世界的な経済成長が銅価格を押し上げる 世界的な経済成長が銅価格を押し上げる 当社の銅モデルでは、名目中国GDP、新興アジア（EMアジア）GDPおよびアジア以外の新興国（EM）GDPに加え、鋼材と鉄鉱石価格が銅価格と共積分関係にあることが分かります。これは純粋な経済学的観点から期待される結果です。一方で、これらの工業用コモディティ価格と中国の名目GDPに対する社会融資総額の割合との間には共積分関係（経済的な共動性や共通トレンド）は見られません。これらのモデルにより、銅価格の説明や予測に役立たない偽の関係を回避できます。 チャート5 鉄鉱石・銅の需要はグリーン・エネルギーの整備で増加する 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇 チャート6 再生可能エネルギーが新規増分発電を主導 銅、鉄鋼価格の急騰を受け上昇へ 銅、鉄鋼価格の急騰を受け上昇へ 長期的には、当社が過去の調査報告で指摘してきたように、分散型再生可能発電の導入、よりレジリエントな電力網、電気自動車（EV）への移行は、鉄鉱石や鋼材といったばら積み需要、および特に銅のようなベースメタルの需要成長の主要な源泉となります（チャート5）。1 すでに再生可能エネルギーは、世界の電力網に追加される新規増分発電の中で最も高い成長セグメントを占めています（チャート6）。 銅供給の増加にはより高い価格が必要 銅供給は短期（2022年末まで）では需要に対応するのが困難であり、再生可能エネルギーとEVの整備は大半がこれから始まる段階にあります。つまり中期（2025年末まで）および長期（2050年）において、需要を満たすためにはかなりの新供給を開発する必要があります。 短期的には、精錬銅の供給面、特に製錬所が半精製品として精製し製造入力にする凝縮物（コンデンセート）レベルが極めて低下しており、中国の製錬所におけるトリートメント料・精製料（TC/RC）の長期的な急落からも確認できます（チャート7）。先週およそ22ドル/MTで、これらの手数料は2013年に中国でのベンチマークTC/RC指数が開始されて以来の最低水準でした（reuters.comによる）。2 チャート7 供給減少で銅のTC/RCが低下、価格を押し上げる 銅のTCRCsが供給減で下落し、価格を押し上げる 銅のTCRCsが供給減で下落し、価格を押し上げる 銅の供給事情はチャート8にも表れており、年次の供給と需要を残高に換算すると、これが在庫市場を介して調整されます。国際銅研究グループ（ICSG）は、鉱山生産は昨年も前年並みで推移し、精銅供給はわずか1.5%の増加にとどまったと推定しています。 チャート8 実需の不足が銅在庫を引き下げる... 現物不足が銅在庫を取り崩す… 現物不足が銅在庫を取り崩す… ICSGの推定によれば消費は2.2%増加し、中国の保税倉庫在庫を調整後の今年の実需ベースの不足は456千MTが見込まれます。これで銅市場は4年連続の実需不足となり、2017年以降の平均不足は約414千MTです。その結果、在庫が再び供給ギャップを埋める頼みとなり、世界の在庫は前年比約25%減と低水準で今後も減少し続けるでしょう（チャート9）。 鉱業の設備投資が弱く、銅鉱石の品位が低下しているため、相当程度の新投資を促すにはより高い価格が必要です（チャート10）。しかし、これらプロジェクトのリードタイムは最良のケースでも5年であるため、鉱山会社は近い将来に最終投資判断を下してプロジェクトを承認する必要があります（チャート11）。 チャート9 ...結果として4年続く実需不足で在庫は低水準 …4年にわたる現物不足を経て低い …4年にわたる現物不足を経て低い チャート10 弱い投資と低下する鉱石品位を是正するにはより高い銅価格が必要 弱い設備投資と鉱石品位の低下を是正するには、銅価格のさらなる上昇が必要だ 弱い設備投資と鉱石品位の低下を是正するには、銅価格のさらなる上昇が必要だ チャート11 新規鉱山稼働までのリードタイムは短縮中だが時間は限られる 銅、鉄鋼価格の急騰で上昇へ 銅、鉄鋼価格の急騰で上昇へ 投資への含意 当社が銅に注目するのは、銅があらゆる再生可能技術に関わり、電気自動車（EV）にとっても重要であり、特にこの技術が広く普及した場合にその重要性が増すという単純な事実によります（チャート12）。 当社は短期・中期・長期の投資期間にわたり銅供給の課題が続くと予想しています。短期対応として、当社は2020年9月10日に2021年12月物銅をロングすることを推奨しており、このポジションは現在39.2%の含み益です。中長期をカバーするために、当社はS&P グローバル GSCI コモディティ・インデックスおよびiShares GSCI コモディティ ダイナミック ロール ストラテジー ETF（COMT）をそれぞれ2017年12月7日と2021年3月12日に推奨しており、これらは現時点でそれぞれ-2.3%および-0.8%となっています。 チャート12 電気自動車の普及が新たな銅需要を生む 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇へ 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇へ 本日の取引終了時に、上記の銅の需給ストーリーに基づく中期的な機会を捉えるために、2022年物CME/COMEX銅先物をロングし、2023年物CME/COMEX銅先物をショートするポジションを構築します。市場のさらなる引き締まりにより在庫が取り崩され、銅先物カーブのバックワーデーションがより急峻になると予想しています。 短期・中期・長期の当社ポジションに対する主なリスクは、世界的にCOVID-19パンデミックを抑制できないことであり、これは短期的なリスクだと考えています。第二のリスクは、中国国家備蓄局（別名：国家鉱物備蓄局）が保有する戦略的な銅コンセントレート備蓄の大規模放出です。後者のリスクに関して、同局の実際の保有量は不明ですが、約200万MTの範囲にあると考えられています。3 結論： 当社は工業用コモディティ、特に銅に対して強気の立場を維持します。 ロバート・P・ライアン チーフ・コモディティ＆エネルギー・ストラテジスト rryan@bcaresearch.com   コモディティ概要 エネルギー： 強気 米国エネルギー情報局（EIA）によれば、テキサス州は2022年末までに約10GWのユーティリティ規模の太陽光発電を追加する見込みです。テキサスは2020年に本格的に太陽光市場に参入し、2.5GWを導入しました。EIAは今後2年間で年平均約5GWを追加すると見ており、総太陽光容量は約15GW弱になる見込みです。この新規容量の約30%は米国で最も生産性の高い油田があるパーミアン盆地で建設される予定です。比較として、米国の太陽光発電の主要生産州であるカリフォルニアはEIAによれば3.2GWの新規太陽光容量を追加します（チャート13）。2022年末までに、新規太陽光発電の約3分の1がテキサスで追加される見込みで、同州はすでに国内で最大の風力発電地でもあります。風力の発電可能性は夜間に高く、太陽は昼間に最も豊富です。 貴金属： 強気 パラジウム価格は水曜日に約2,876ドル/ozで取引され、2020年2月の過去最高2,875.50ドル/ozを上回り3,000ドル/ozに迫っています。これは世界最大のパラジウム生産者であるロシアの金属メーカー、ノリリスクの生産見通し引き下げが続いているためです（チャート14）。同社は今週、以前の見通しを更新し、鉱山の浸水により銅・ニッケル・パラジウムの鉱山生産が今年最大20%減少する可能性があるとしました。パラジウムはガソリン車の触媒に使われ、世界がCOVID-19由来の需要破壊と自動車の供給を制限している半導体不足から回復するにつれて、自動車販売の回復が見込まれます。加えて、白金族金属（PGM）の生産は南アフリカの電力供給の不安定さにより妨げられており、国内の電力大手が需給調整のために計画停電を実施せざるを得ない状況です。当社は2020年4月23日にパラジウムのロングを推奨して以降、同金属のロングを維持しており、このポジションは35.6%の含み益です。 チャート13 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇へ 鉄鋼価格の急騰で銅が上昇へ チャート14 パラジウム価格 パラジウム価格     脚注 1     例として当社が2020年11月26日に発表したレポート「Renewables, China's FYP Underpin Metals Demand」（再生可能エネルギー：中国の五カ年計画が金属需要を支える）をご覧ください。‌ ces.bcaresearch.comで入手可能です。   2     reuters.comに掲載された2021年4月14日付の記事「RPT-COLUMN-Copper smelter terms at rock bottom as mine squeeze hits: Andy Home」を参照してください。この記事は、鉱山と製錬所間の直接取引が10ドル/MT程度まで報告されたことを指摘しており、銅の実需サイドが現状いかに逼迫しているかを示しています。 3    reuters.comに掲載された2021年4月20日付の記事「Column: Supercycle or China cycle? Funds wait for Dr Copper's call」をご覧ください。    投資見解とテーマ 推奨 戦略的推奨 戦術的トレード コモディティ価格と取組の参考表 2021年にクローズしたトレード クローズ済みトレードの要約 より高いインフレが到来 より高いインフレが到来