Natural Gas

Highlights Political and corporate climate activism will increase the cost of developing the resources required to produce and deliver energy going forward – e.g., oil and gas wells; pipelines; copper mines, and refineries. Over the short run, the fastest way for investor-owned companies (IOCs) to address accelerated reductions in CO2 emissions imposed by courts and boards is to walk away from the assets producing them, which could be disruptive over the medium term. Longer term, state-owned companies (SOCs) not facing the constraints of IOCs likely will be required to provide an increasing share of the resources needed to produce and distribute energy. The real difficulty will come in the medium term. Capex for critical metals like copper languishes, just as the call on these metals steadily increases over the next 30 years (Chart of the Week). The evolution to a low-carbon future has not been thought through at the global policy level. A real strategy must address underinvestment in base metals and incentivize the development of technology via a carbon tax – not emissions trading schemes – so firms can innovate to avoid it. We remain long energy and metals exposures.1 Feature And you may ask yourself, "Well … how did I get here?" David Byrne, Once In A Lifetime Energy markets – broadly defined – are radically transforming from week to week. The latest iteration of these markets' evolution is catalyzed by climate activists, who are finding increasing success in court and on corporate boards – sometimes backed by major institutional investors – and forcing oil and gas producers to accelerate CO2 emission-reduction programs.2 Climate activists' arguments are finding increasing purchase because they have merit: Years of stiff-arming investors seeking clarity on the oil and gas producers' decarbonization agendas, coupled with a pronounced failure to provide returns in excess of their cost of capital, have given activists all of the ammo needed to argue their points. Chart of the WeekCall On Metals For Energy Will Increase This activism is not limited to the courts or boardrooms. Voters in democratic societies with contested elections also are seeking redress for failures of their governments to effectively channel mineral wealth back into society on an equitable basis, and to protect their environments and the habitats of indigenous populations. This voter activism is especially apparent in Chile and Peru, where elections and constitutional conventions likely will result in higher taxes and royalties on metals IOCs operating in these states, which will increase production costs and ultimately be passed on to consumers.3 These states account for ~ 40% of world copper output. IOCs Walk Away Earlier this week, Exxon walked away from an early-stage offshore oil development project in Ghana.4 This followed the unfavorable court rulings and boardroom setbacks experienced by Royal Dutch Shell, Chevron and Exxon recently (referenced in fn. 2). While the company had no comment on its abrupt departure, its action shows how IOCs can exercise their option to put a project back to its host government, thus illustrating one of the most readily available alternatives for energy IOCs to meet court- or board-mandated CO2 emissions targets. If these investments qualify as write-offs, the burden will be borne by taxpayers. As climate activism increases, state-owned companies (SOCs) not facing the constraints of IOCs likely will be required to provide an increasing share of the resources – particularly oil and gas – needed to produce and distribute energy going forward. This is not an unalloyed benefit, as the SOCs still face stranded-asset risks, if they invest in longer-lived assets that are obviated by a successful renewables + grid buildout globally. That is a cost that will have to be compensated, when the SOCs work up their capex allocations. Still, if legal and investor activism significantly accelerates IOCs' capex reductions in oil and gas projects, the SOCs – particularly those in OPEC 2.0 – will be able to expand their position as the dominant supplier in the global oil market, and could perhaps increase their influence on price levels and forward-curve dynamics (Chart 2).5 Chart 2OPEC 2.0s Could Expand If Investor Activism Increases Higher Call On Metals At present, there is a lot of talk about the need to invest in renewable electricity generation and the grid structure supporting it, but very little in the way of planning for this transition. Other than repeated assertions of its necessity, little is being said regarding how exactly this strategy will be executed given the magnitude of the supply increase in metals required. Nowhere is this more apparent than in the refined copper market, which has been in a physical deficit – i.e., production minus consumption is negative – for the last 6 years (Chart 3). Physical copper markets in China, which consumes more than 50% of refined output, remain extremely tight, as can be seen in the ongoing weakness of treating charges and refining charges (TC/RC) for the past year (Chart 4). These charges are inversely correlated to prices – when TC/RCs are low, it means there is surplus refining capacity for copper – unrefined metal is scarce, which drives down demand for these services. Chart 3Coppers Physical Deficit Likely Persist Chart 4Chinas Refined Copper Supply Remains TightTheoretically, high prices will incentivize higher levels of production. However, after the last decade’s ill-timed investment in new mine discoveries and expansions, mining companies have become more wary with their investments, and are using earnings to pay dividends and reduce debt. This leads us to believe that mining companies will not invest in new mine discoveries but will use capital expenditure to expand brownfield projects to meet rising demand. In the last decade, as copper demand rose, capex for copper rose from 2010-2012, and fell from 2013-2016 (Chart 5). During this time, the copper ore grade was on a declining trend. This implies that the new copper brought online was being mined from lower-grade ore, due to the expansion of existing projects(Chart 6). Chart 5Copper Capex Growth Remains Weak Chart 6Copper Ore-Quality Declines Persist Through Capex Cycle Capex directed at keeping ore production above consumption will not be sufficient to avoid major depletions of ore supplies beginning in 2024, according to Wood Mackenzie. The consultancy foresees a cumulative deficit of ~ 16mm MT by 2040. Plugging this gap will require $325-$500 billion of investment in the copper mining sector.6 The Case For A Carbon Tax The low-carbon future remains something of a will-o'-the-wisp – seen off in the future but not really developed in the present. Most striking in discussions of the low-carbon transition is the assumption of resource availability – particularly bases metals –in, e.g., the IEA's Net Zero by 2050, A Roadmap for the Global Energy Sector, published last month. In the IEA's document, further investment in hydrocarbons is not required beyond 2025. The copper, aluminum, steel, etc., required to build the generation and supporting grid infrastructure will be available and callable as needed to build all the renewable generation the world requires. The document is agnostic between carbon trading and carbon taxes as a way to price carbon and incentivize the technology that would allow firms and households to avoid a direct cost on carbon. A real strategy must address the fact that most of the world will continue to rely on fossil fuels for decades, as development goals are pursued. Underinvestment in base metals and its implications for the buildout of generation and grids has to be a priority if these assets are to be built. Given the 5-10-year lead times base metals mines require to come online, it is obvious that beyond the middle of this decade, the physical reality of demand exceeding supply will assert itself. A good start would be a global effort to impose and collect carbon taxes uniformly across states.7 This would need to be augmented with a carbon club, which restricts admission and trading privileges  to those states adopting such a scheme. Harmonizing the multiple emissions trading schemes worldwide will be a decades-long effort that is unlikely to succeed. Such schemes also can be gamed by larger players, producing pricing distortions. A hard and fast tax that is enforced in all of the members of such a carbon club would immediately focus attention on the technology required to avoid paying it – mobilizing capital, innovation and entrepreneurial drive to make it a reality. This would support carbon-capture, use and storage technologies as well, thus extending the life of existing energy resources as the next generation of metals-based resources is built out. In addition, a carbon tax raises revenue for governments, which can be used for a variety of public policies, including reducing other taxes to reduce the overall burden of taxation. Lastly, a tax eliminates the potential for short-term price volatility in the pricing of carbon – as long as households and firms know what confronts them they can plan around it.  Tax revenues also can be used to reduce the regressive nature of such levies. Investment Implications The lack of a coherent policy framework that addresses the very real constraints on the transition to a low-carbon economy makes the likelihood of a volatile, years-long evolution foreordained. We believe this will create numerous investment opportunities as underinvestment in hydrocarbons and base metals production predisposes oil, natural gas and base metals prices to move higher in the face of strong and rising demand. We remain long commodity index exposure – the S&P GSCI and GSCI Commodity Dynamic Roll Strategy ETF (COMT), which is optimized to take advantage of the most backwardated commodity forward curves in the index. These positions were up 5.3% and 7.2% since inception on December 7, 2017 and March 12, 2021, respectively, at Tuesday's close. We also remain long the MSCI Global Metals & Mining Producers ETF (PICK), which is up 33.9% since it was put on December 10, 2020. Expecting continued volatility in metals – copper in particular – we will look for opportunities to re-establish positions in COMEX/CME Copper after being stopped out with gains. A trailing stop was elected on our long Dec21 copper position established September 10, 2020, which was closed out with a 48.2% gain on May 21, 2021. Our long calendar 2022 vs short calendar 2023 COMEX copper backwardation trade established April 22, 2021, was closed out on May 20, 2021, leaving us with a return of 305%.   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 OPEC 2.0 offered no surprises to markets this week, as it remained committed to returning just over 2mm b/d of production to the market over the May-July period, 70% of which comes from the Kingdom of Saudi Arabia (KSA), according to Platts. While Iran's return to the market is not a given in OPEC 2.0's geometry, we have given better than even odds it will return to the market beginning in 3Q21 and restore most of the 1.4mm b/d not being produced at present to the market over the course of the following year. OPEC itself expects demand to increase 6mm b/d this year, somewhat above our expectation of 5.3mm b/d. Stronger demand could raise Brent prices above our average $63/bbl forecast for this year (Chart 7). Brent was trading above $71/bbl as we went to press. Base Metals: Bullish BHP declared operations at its Escondida and Spence mines were running at normal rates despite a strike by some 200 operations specialists. BHP is employing so-called substitute workers to conduct operation, according to reuters.com, which also reported separate unions at both mines are considering strike actions in the near future. Precious Metals: Bullish The Fed’s reluctance to increase nominal interest rates despite indications of higher inflation will reduce real rates, which will support higher gold prices (Chart 8). We agree with our colleagues at BCA Research's US Bond Strategy that the Fed is waiting for the US labor market to reach levels consistent with its assessment of maximum employment before it makes its initial rate hike in this interest-rate cycle. Subsequent rate changes, however, will be based on realized inflation and inflation expectations. In our opinion, the Fed is following this ultra-accommodative monetary policy approach to break the US liquidity trap, brought about by a rise in precautionary savings due to the pandemic. In addition, we continue to expect USD weakness, which also will support gold and precious metals prices. We remain long gold, expecting prices to clear $2,000/oz this year. Ags/Softs: Neutral Corn prices fell more than 2% Wednesday, following the release of USDA estimates showing 95% of the corn crop was planted by 31 May 2021, well over the 87% five-year average. This was in line with expectations. However, the Department's assessment that 76% of the crop was in good-to-excellent condition exceeded market expectations. Chart 7 Chart 8 Footnotes 1     Please see Trade Tables below. 2     Please see OPEC, Russia seen gaining more power with Shell Dutch ruling and EXCLUSIVE BlackRock backs 3 dissidents to shake up Exxon board -sources published by reuters.com June 1, 2021 and May 25, 2021. 3    Please see Chile's govt in shock loss as voters pick independents to draft constitution published by reuters.com May 17, 2021, and Peru’s elite in panic at prospect of hard-left victory in presidential election published by ft.com June 1, 2021.  Peru has seen significant capital flight on the back of these fears.  See also Results from Chile’s May 2021 elections published by IHS Markit May 21, 2021 re a higher likelihood of tax increases for the mining sector.  The risk of nationalization is de minimis, according to IHS. 4    Please see Exxon walks away from stake in deepwater Ghana block published by worldoil.com June 1, 2021. 5    Please see OPEC 2.0's Production Strategy In Focus, which we published on May 20, 2021, for a recap our how we model OPEC 2.0's strategy.  It is available at ces.bcaresearch.com. 6    Please see Will a lack of supply growth come back to bite the copper industry?, published by Wood Mackenzie on March 23, 2021. 7     Please see The Challenges and Prospects for Carbon Pricing in Europe published by the Oxford Institute for Energy Studies last month for a discussion of carbon taxes vs. emissions trading schemes.     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 US natural gas prices will remain well supported over the April-October injection season, as the global economic expansion gains traction, particularly in Europe, which also is refilling depleted storage levels. China's natgas demand is expected to rise more than 8% yoy, and EM Asia consumption also will be robust, which will revive US liquified natural gas (LNG) exports. Exports of US light-sweet crude into the North Sea Brent pricing pool – currently accounting for close to half the physical supply underpinning the global oil-price benchmark – also will increase over the course of the year, particularly in the summer, when maintenance will markedly reduce the physical supply of crudes making up the Brent index. At the margin, coal demand will increase in the US, as industrial natgas demand and LNG exports incentivize electric generators to favor coal. Higher-than-expected summer temperatures in the US also would boost coal demand.  This will be tempered somewhat in Europe, where carbon-emissions rights traded through €50/MT for the first time this week on the EU's Emission Trading System (ETA). We expect US LNG and oil exports to revive this year (Chart of the Week) and remain long natgas in 1Q22. Feature The importance of US LNG and crude oil exports out of the US Gulf to the global economy is only now becoming apparent. As demand for these fossil fuels grows and the supply side continues to confront a highly uncertain risk-reward tradeoff, their importance will only grow. In natgas markets, US LNG cargoes out of the US Gulf balanced demand coming from Asia and Europe this past winter, which was sharply colder than expected and stretched supply chains globally. As a widening economic recovery from the COVID-19 pandemic spurs industrial, residential and commercial demand, and inventories in Europe and Asia are re-built in preparation for next winter, US LNG exports will be called upon to meet increasing demand, particularly since they are priced attractively vs regional importing benchmarks, with differentials vs the US presently $4+/MMBtu vs Europe and $5+/MMBtu vs Asia (Chart 2).1 Chart of the WeekUS LNG, Oil Export Growth Will Rebound Chart 2Lower US Natgas Prices Encourage LNG Exports In oil markets, an ongoing kerfuffle in the pricing of Brent Blend brought about by falling North Sea crude oil production makes American light-sweet crude oil exports from the Gulf (i.e., WTI produced mostly in the Permian Basin) account for almost half of the physical supplies in this critical benchmark-pricing market.2 US LNG Exports Will Increase US natural gas prices will remain well supported as the global economic expansion gains traction, and the US and Europe open the April-October injection season well bid (Chart 3). US inventories are expected to end the Apr-Oct injection season at just over 3.7 TCF according to the EIA, very close to where they ended the 2020 injection season. Chart 3US, Europe Rebuild Storage Higher US LNG exports, industrial, commercial and residential demand will be offset by lower consumption from electric generators this year, netting to a slight decline in overall demand. The EIA expects generators to take advantage of lower generating costs to be had burning coal to produce electricity, a view we share given the current differentials in the forward curves for each fuel (Chart 4).3 On the supply side, the EIA's expecting output to remain unchanged from last year at just under 91.5 BCF/d in 2021. Higher LNG exports, even as generator demand is falling, pushes prices higher this year – averaging $3.04/MMBtu this year – which leads to a slight increase in output in 2022. For our part, we continue to expect higher prices during the November-March heating season than currently are clearing the market and remain long 1Q22 $3.50/MMBtu calls vs. short $3.75/MMbtu calls. As of Tuesday night, when we mark to market, this position was up 20.8% since inception on 8 April 2021. Chart 4Lower Prices Will Favour Increased Coal Demand Natgas demand could surprise on the upside during the injection season if air-conditioning demand comes in stronger than expected and production remains essentially unchanged this year. This could reduce LNG exports and slow the rate of inventory refill in the US, which could further advantage coal as a burner fuel for generators in the US. The US National Weather Service's Climate Prediction Center expects above-average temperatures for most of the US population centers this summer (Chart 5). This could become a semi-permanent feature of the market if current temperature trends persist (Chart 6). Based on analyses’ run by the NOAA's National Centers for Environmental Information, 2021 "is very likely to rank among the ten warmest years on record," with lower (6%) odds of ranking in the top five hottest years on record.4 Chart 5Odds Of Hotter Summer Rising Chart 6Higher Global Temperatures Could Become A Recurring Phenomenon The Crude Kerfuffle As the Chart of the Week shows, US exports of light-sweet crude oil peaked at ~ 3.7mm b/d in February 2020, just before the COVID-19 pandemic hit the world full force. Exports out of the US Gulf – i.e., WTI priced against the Midland, TX, gathering hub – accounted for ~ 95% of these volumes. With exports currently running ~ 2.5mm b/d, more than 1mm b/d of readily available export capacity remains in place. Additional volumes will be developed as dredging of the Corpus Christi, TX, progresses. While the surge in US crude oil production has subsided in the wake of the pandemic, it most likely will revive as the markets return to normal operating procedure, additional dredging operations are completed, and storage facilities are built out.5 Existing and additional export capacity of the US's light-sweet crude could not arrive at a more opportune time for the Brent market, which remains in a state of uncertainty as to whether markets will have to adjust to CIF contracts or a work-around to the existing FOB pricing regime, which can be augmented to accommodate increasing WTI volumes.6 This will have to be sorted, as this is the future of the market's most important pricing index (Chart 7). The buildout in crude-oil exporting capacity – and natgas LNG exporting capacity, for that matter – ideally accommodates shale-oil- and -gas assets, which can be ramped up quickly to meet demand, and ramped down quickly as demand falters. The quick payback – 2 to 3 years – on these investments allow the producers to expand and contract output without the massive risks longer-lived conventional assets impose. As OPEC 2.0's spare capacity is returned to the market, this will be a welcome feature of a market that most likely will require oil and gas supplies for decades, despite the uncertainty attending oil-and-gas capex during the transition to a low-carbon energy future. Chart 7Permian Replaces North Sea Losses Bottom Line: As the future of hydrocarbons evolves, the LNG and crude oil exported from the US Gulf will occupy an increasingly important role in these markets. Oil and gas producers are making capex decisions under increasingly uncertain conditions, which favor exactly the type of resources that have propelled the US to the position of the world's largest producer of these fuels – i.e., shale-oil and -gas. Production from these resources can be ramped up and down quickly as prices dictate, and have quick paybacks (2-3 years), which means capital is not tied up for decades as a return is earned.7   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 OPEC 2.0 begins returning 2mm b/d to the market this month, expecting to be done by July. Half of these volumes are accounted for by Saudi Arabia, which voluntarily cut output by 1mm b/d earlier in the year to help balance the market. In line with our maintained hypothesis that OPEC 2.0 prefers prices inside the $60-$70/bbl price band, we expect the return of curtailed production to be front-loaded so as to bring prices down from current levels approaching $70/bbl for Brent (Chart 8). If, as we expect, demand recovers sooner than expected as Europe leans into its vaccination program, additional barrels will be returned to the market to get prices closer to a $60-$65/bbl range. Base Metals: Bullish The International Copper Study Group (ICSG) forecast copper mine production will increase by ~ 3.5% in 2021 and 3.7% in 2022, after adjusting for historical disruption factors. This forecasted increase – after three years of flat mined production growth – is due to a ramp-up of recently commissioned and new copper mines becoming operational in 2021. An improvement in the pandemic situation by 2022 will also boost mined copper production, according to the ICSG. 2020 production remained flat as recoveries in production in some countries due to constrained output in 2019 balanced the negative impacts of the pandemic in others. In Chile, the largest copper producer, state-owned Codelco and Collahuasi reported strong results in March. However, this was countered by a continued downturn at BHP’s Escondida. The world’s largest copper mine saw a drop in production for the eighth consecutive month. This mixed output resulted in a decline in total production of 1.2% year-on-year in March. Precious Metals: Bullish COMEX palladium touched a record high during intraday trading on Tuesday, reaching $3,019/oz due to continued tight market conditions (Chart 9). On the supply side, Nornickel is recovering from flooded mines, which occurred in February. By mid-April, one of the two affected mines was operating at 60% capacity; however, the company's other mine is only expected to come back online by early June. On the demand side, strength in US vehicle sales and a global economic recovery from the pandemic buoyed the metal used in catalytic converters. Palladium prices closed at $2,981.60/oz on Tuesday. Ags/Softs: Neutral Corn again traded above $7/bu earlier in the week on the back of drought-like dry weather conditions in Brazil's principal growing regions and surging US exports, according to Farm Futures. Chart 8 Chart 9   Footnotes 1     Stronger demand from China – where consumption is expected to rise more than 8% yoy – and EM Asia will continue to support LNG demand through the year.  S&P Global Platts Analytics expects Chinese natural gas demand to reach 12,713 Bcf in 2021, up 8.4% from the previous year.  Chinese national oil company Sinopec is slightly more conservative in its outlook, expecting gas demand of ~ 12,006-12,184 Bcf in 2021, up 6-8% from 2020.  China’s average annual increase in natural gas demand is expected to exceed 716 Bcf in the 14th FYP and reach 15,185 Bcf in 2025. 2     Please see CIF Brent Benchmark? published 3 March 2021 by the Oxford Institute for Energy Studies for a discussion. 3    In Chart 3, we plot a rough measure of coal- vs natgas-fired generation economics for these fuels based on their average operating heat rates published by the EIA. We would note that a carbon tax would erase much of the benefit accruing to coal at this point in time. 4    Please see NOAA's Global Climate Report - March 2021. 5    Please see Low Rider - Corpus Christi's Ship Channel Dredging Will Streamline Crude Oil Exports published by RBN Energy 3 May 2021. 6    The OIES analysis cited above concludes, "… the volumes of the FOB deliverable crudes are diminishing and some change, bolstering the contract is certainly needed. The most likely compromise is to retain the existing FOB Brent with an inclusion of CIF WTI Midland assessment, netted back to an FOB equivalent North Sea value."  We agree with this assessment.  Please see CIF Brent Benchmark? published 3 March 2021 by the Oxford Institute for Energy Studies, p. 8. 7     Please see Is shale activity actually profitable? Size matters, says Rystad published 7 February 2019.   Investment Views and Themes Strategic Recommendations Tactical Trades Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed in 2021 Summary of Closed Trades

特別レポート

ハイライト 緑の党が9月26日の連邦選挙でドイツ政府の支配権を握る可能性が高い。少なくとも新連立政権で非常に影響力を持つだろう。 ドイツはEU内で長期にわたる地政学的目標の多くを達成している。金融政策と財政政策はハト派で、環境政策はタカ派というコンセンサスがある。最大の変化は外部からもたらされるだろう。 米国とドイツの関係はより困難になっている。両国ともロシアと中国の侵略には反対するが、ドイツは米国の攻撃的行動には抵抗するだろう。 キリスト教民主同盟（CDU）が政府に留まる確率は65％であり、これにより緑の党の論争的で野心的な増税議題は制限されるだろう。左派連立の確率は35％であり、回復のために財政刺激を前倒しで実行するだろう。 経済は回復基調にあり、緑の党主導の財政緩和は回復を加速させるだろう。しかし、連立政治はドイツの人口動態の悪化、生産性の低下、大きな過剰貯蓄といった問題に対処することはおそらくできないだろう。 景気循環の観点では、ブントに対して周辺欧州債をオーバーウェイト；EUR/USD；およびドイツ株に対してイタリア株とスペイン株をオーバーウェイト。 特集 チャート 1ドイツ人は若い女性と緑の党に注目 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ ドイツは緑の党が指導する主要国としては初めての国になる見込みだ。少なくとも9月26日のドイツ選挙では現政権が期待を下回り、緑の党が期待を上回る番狂わせが起きるだろう（チャート 1）。 オンラインベッティング市場は30％で、アナレーナ・ベアボックが2022年に緑の党出身として初の首相、かつ第三党から選出される初の首相になる確率を過小評価している（チャート 2）。 「ドイツ問題」――ドイツを統一しつつ隣国との平和を維持する方法の問題――は過去二世紀にわたりヨーロッパの中心にあったが、今日では実質的に解決されたように見える。平和で統一されたドイツが平和で概ね統一されたヨーロッパの中心に位置している。様々なリスクは差し迫っているが、このポジティブな背景は認識されるべきである。 チャート 2市場はベアボックの首相挑戦に気づき始めている 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ ドイツ選挙で最もあり得るシナリオはいずれも、ユーロ圏の連帯を目指す政策を継続させることで現在の状況を強化するだろう。緑のシフトですら既にかなり進行しているが、緑の党主導の政府はそれをさらに加速するだろう。それでも今年の選挙は重要だ。なぜならドイツの左方へのシフトを告げ、少なくとも今後4年間の財政、エネルギー、産業、貿易政策を形作るからである。 左派の大勝は短期的には株式市場に興奮をもたらすだろう――パンデミック後の反発を加速させるポジティブな財政サプライズ――が、長期的には過去との決別を招き、政策の不確実性を高めるだろう（チャート 3）。緑の党は増税や規制の大幅な強化、および産業とエネルギー政策における大きな変更を支持している。左派の大勝がない場合、連立政治は混迷を招き、ドイツの既存政策が継続されるだろう。 チャート 3ドイツの政策不確実性の高まり ドイツの政策不確実性が高まっている ドイツの政策不確実性が高まっている ドイツ国内で何が起ころうとも、地政学的環境は一段と危険になっている。ドイツは米国のロシアや中国との大国間闘争に巻き込まれることを避けようとするが、選択の余地がないかもしれない。 ドイツの地政学 ドイツ統一の困難さは近代ヨーロッパ史の中心にある。ドイツ語を話す大きく生産的な人口を有していたため、1871年の統一は近隣諸国にとって安全保障上の脅威となり、それが世界大戦へとつながった。冷戦後の平和的なドイツ再統一は、EUが大陸の平和と繁栄を確立する可能性を生み出した。 この体制は最近の挑戦を乗り越えてきた。ドイツとEUの関係は金融危機、アラブの春と移民流入、ブレグジット、トランプ大統領の貿易関税によって脅かされた。しかし最終的にこれらの出来事は、外圧に直面してドイツとヨーロッパの結びつきが強まる現実を固めた。ドイツは軍事的役割を回避し、経済面でフランスと歩調を合わせ、ロシアとの衝突を避けることで大陸における優越性を達成した。 ドイツは長年求めてきた戦略目標の多くを達成しているため、過去10年間に米国や英国のようなナショナリストの反発に見舞われることはなかった。しかしドイツはポピュリズムや反既成勢力の感情に無縁ではない。二大政治勢力であるキリスト教民主同盟と社会民主党は最近の選挙で支持を失い、やむなく大連立を組むことになった。 ドイツの反既成感情は有権者を左に動かし、緑の党を支持する傾向を生んだ。緑の党は過去10年間で着実に支持を伸ばし、選挙のわずか5か月前に勢いをつかんだ（チャート 4）。しかしドイツの緑の党は基本的に既成政党でもある。16州のうち11州で州政府に参加しており、現在はドイツで三番目に人口が多く生産的な州であるバーデン＝ヴュルテンベルク州で首位の座にある。1998年から2005年にかけては政府に参加し、新自由主義的な構造改革や海外への軍事派遣にかかわったこともある。さらに緑の党は単独で政権をとることはできず、連立政権の中で統治する必要があり、それが彼らのより論争的な政策を調整するだろう。 チャート 4緑の党躍進、キリスト教民主同盟失速 緑の党が躍進、キリスト教民主党は失速 緑の党が躍進、キリスト教民主党は失速 今日のドイツは、三つの重要な条件を満たすことでフランスおよびEUと足並みを揃えている：完全な金融緩和（ドイツ連邦憲法裁判所による欧州中央銀行への挑戦は効果がない）、完全な財政的順応（アンゲラ・メルケル首相はCOVID-19危機下で共同債の発行と緩い赤字管理に同意し、かつ強力なグリーン・エネルギー政策を採用した）、そして完全な安全保障上の調整（ドイツの再軍備はNATOの文脈内で行われ、ヨーロッパの安全保障上の願望はフランスと足並みを揃えて実行されている）。これらの条件は、たとえ緑の党が左派連立の先頭に立って政権を掌握したとしても、2021年の選挙で変わることはないだろう。 結論：ドイツはヨーロッパを統一し統治するという大戦略的目標を事実上達成した。どのドイツ政府もこの状況に挑むことはなく、すべてのドイツ政府はこれを固めようと努めるだろう。この体制に対する最大のリスクは国内よりもむしろ国外から生じる。 ドイツ問題の再来か？ ドイツの地政学的立場はチャート 5 に要約される。これは各国や機関に対する国民の見方を示している。ドイツ人はEUや国連のようなグローバルな機関に対しては好意的であり、NATOに対してはやや低い好感度を示す。それ以外のものに対しては好意的ではない。ロシアに対しては否定的な見方をしているが、劇的ではなく、これはロシアとの衝突に関心がないことを示している――彼らは別の大規模な欧州戦争の戦場や城壁になりたくないのだ。彼らは米国と中国をさらに、かつ同等に嫌っている。2020年の選挙以降米国に対する態度が改善したとしても、純粋な不支持は示唆的である。 チャート 5ドイツは米国よりロシアを好んでいるのか？ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 世界金融危機以降、特に2014年のロシアによるウクライナ侵攻以降、ドイツは軍備を増強してきた。この増強は米国の促しの下で、旧ソ連圏における勢力圏回復を図るロシアの軍事行動に対応するNATO同盟国と歩調を合わせて行われている（チャート 6）。ただしドイツの軍事支出はNATOのGDP比2％の目標にはまだ達していない。フランスやヨーロッパと統合され、ロシア抑止を目的としている限り、それは近隣国にとって脅威とは見なされないだろう。 チャート 6ドイツとNATOが軍事支出を増加させる 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ チャート 7ロシア・ドイツ関係の亀裂がヨーロッパの基盤に与える影響を注視せよ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ ロシアの攻撃性はドイツ人とヨーロッパ人を互いに引き寄せ続けるはずだ。もしプーチンが軍事的強制ではなく外交を追求すれば状況は変わり得る。そうなればドイツを東ヨーロッパから切り離す可能性がある。 ノルドストリーム2パイプラインを完成させるというロシアとドイツの現在の強硬な姿勢からもその可能性は明らかである。これは米国や東欧の反対にもかかわらず進められている。パイプラインは選挙に間に合うよう9月までに完成する予定であり、緑の党がこれに反対していることが影響している部分も少なくない。もし米国がパイプラインの停止を主張すれば、ロシアとの間で危機が発生し、メルケルとキリスト教民主同盟は屈辱を受けるだろう。しかし米国はロシアの軍事的脅威に直面してそれを控える可能性もある（確率は五分五分である）。 ロシアが今年ウクライナ国境に10万人以上の部隊を配置したこと――そして報道によれば5月1日までに部隊を基地に戻すよう命じたとされること――はロシア・ドイツ関係の試金石に相当する。プーチンはウクライナで容易にロシアの影響力を拡大することができ、緊張は少なくともロシアの議会選挙が行われる9月までは高止まりするだろう。ドイツ人は再度の侵攻に対して制裁で応じるだろうが、米国が提案するより厳しい制裁は和らげられる可能性が高い。真に情勢を変えるのはロシアがウクライナ全土を征服する場合だろう。それはありそうもない――正にそれがドイツ、ヨーロッパ、米国を結束させ、ロシアにとって経済的損失と戦略的劣勢をもたらすからである（チャート 7）。 中国の台頭もまたドイツをヨーロッパと結びつけ続ける要因となるはずだ。ドイツ人は中国の技術的・製造面での進展、特にデジタルインフラやネットワークへの中国の関与を恐れている。緑の党は二酸化炭素排出量が多い中国製品が低炭素のドイツ製品の価格を圧迫している点を批判している。ベアボックはカーボン調整手数料を支持しているが、これは関税の婉曲表現である。しかしドイツ人は中国とのビジネス関係を維持したがっており、中国の軍事力を大いに恐れているわけではない。したがって中国問題を巡って米独が分裂するリスクがある。 もしドイツが米国の反対にもかかわらず一貫してロシアや中国に肩入れするならば、米国のみならず同胞の欧州諸国からも敵対的な注目を浴びる危険がある。最終的にはEU外の大国と関係を結ぶことでドイツの力が過剰になるのではないかと恐れられるだろう。しかしこれは今日の主要なリスクではない。米国はドイツを取り込み、トランス大西洋同盟を再活性化しようとしている。一方でドイツはロシアの軍事的脅威や中国の貿易慣行に対抗するために米国の支援を必要としている。米独関係は、米国が独裁的勢力との全面的な対立へドイツを強いるようなことがない限り改善するだろう。 結論：米国とドイツの関係は過去よりも難しくなっているが、両国はロシアの侵略と中国の技術的・貿易上の野心を抑止するという共通の利益を共有している。バイデン大統領がこれらの大国に多国間で対処しようとする試みは、ドイツのリスク回避的姿勢によって制約されている。2021年選挙のシナリオ ドイツの選挙結果については現実的なシナリオがいくつか考えられます。私たちが緑の党が政権を形成すると予想するのは、複数の基本的要因に基づいています。世論調査は現在、明確に私たちの見方に有利に転じており、残り5か月で緑の党が勢いを増しています。政党をイデオロギーのブロックに分類すると、争いはほぼ拮抗しています。我々の見立ては、その勢いが野党である緑の党に傾くというもので、その理由を以下に説明します。 一方で自由民主党（FDP）は好成績を収め、キリスト教民主同盟から票を奪うはずです。右派のAlternative für Deutschland（AfD）は大きく得票するわけではないものの、キリスト教民主同盟からいくつかの票を奪うほどには根強く存在しています。これらは保守派にとって「失われた」票であり、連立に加わる政党がないため戻らないでしょう（Chart 8）。 Chart 8Germany's Median Voters Shifts To the Left ドイツの中央値の有権者が左傾化 ドイツの中央値の有権者が左傾化 キリスト教民主同盟は、新鮮味を失い脆弱な政府のすべての兆候を示しています。彼らは16年間政権を担っており、州および連邦選挙での成績は最近悪化しており、今年も含まれます（Table 1）。有権者は「変化の時だ」という強い考えに影響されやすい状況です。メルケル首相の支持率はまだ約60％ですが急落しており、彼女の成功した功績だけでは党を救えません。党内は動揺の兆候に満ちています：後継問題、優柔不断、内紛、汚職スキャンダル。緑の党は「増税・支出拡大」の左派とみなされるでしょうが、実際に何が立法化され得るかは連立構成次第です（Table 2）。1 Table 1AChristian Democrats Fall, Greens Rise, In Recent State Elections 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ Table 1BChristian Democrats Fall, Greens Rise, In Recent State Elections 変革の風：ドイツがグリーン化へ 変革の風：ドイツがグリーン化へ Table 2Policy Platforms Of The Green Party 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ キリスト教民主同盟とそのバイエルンの姉妹政党であるキリスト教社会同盟が首相候補の争いでこれほど苦戦したことは不吉な前兆です。さらに、党内のエリート層は、より人気のあったマルクス・ゼーダーではなくメルケルが指名した後継者アルミン・ラシェットという安全策を選びました（Chart 9）。この分裂は今年後半に党を悩ませる可能性が高いでしょう。 Chart 9Christian Democrats And Christian Social Union Divided Ahead Of Election 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ ラシェットは指名で世論調査における反発上昇（バウンス）を受けましたが、それは一時的なものになるでしょう。それ以前の世論調査で彼が大きな存在感を示したことはありません。 Chart 10Dissatisfaction Points To Government Change 変化の風：ドイツがグリーン化へ 変化の風：ドイツがグリーン化へ 彼はパンデミック対応をめぐってメルケルや連立と公然と対立してきました。そもそも彼はメルケルの第一の後継者の選択肢ではありませんでした。第一の候補はアナグレート・クランプ＝カレンバウアーであり、わずかなAfDとの協力の示唆をめぐる論争で失脚しました。メルケルの後継を埋めるには明白な問題があります。 連立内の内紛以上に重要なのは、ドイツが世界の他の国々と同様に、経済と社会に対する歴史的ショックを受けたという事実です。パンデミックと景気後退は不適切なワクチン配布によってさらに悪化しました。国民の不満は高く、現職党にとっては別のネガティブサインです（Chart 10）。 もちろん選挙はまだ5か月先です。ワクチンはやがて行き渡り、経済は再開し、消費者の景況感は改善するでしょう――以下に示すように、ドイツが選挙までに期待すべき非常にポジティブなマクロの上振れがあるからです。有権者は概して厳格なパンデミック対策を支持しており、メルケルの影響力は長く続くでしょう。キリスト教民主同盟とキリスト教社会同盟は再統一以降のほとんどの期間にわたって現代ドイツを支配してきており、世論の支持率が33％を下回ったことはありません。緑の党は世論調査ではしばしば投票所での得票よりも多くの勢いを喚起してきました。こうした点を踏まえ、以下に主観的確率を付した選挙シナリオを提示します： 緑・赤・赤連立 – 緑の党がキリスト教民主同盟抜きで政権を率いる – 35％の確率. 緑・黒連立 – 緑の党がキリスト教民主同盟とともに政権を率いる – 30％の確率. 黒・緑連立 – キリスト教民主同盟が緑の党とともに政権を率いる – 25％の確率. 大連立（現状維持） – キリスト教民主同盟が緑の党抜きで政権を率いる – 10％の確率. 私たちの主観的確率は、上記の世論調査やオンライン賭けのデータに基づきますが、緑の党の勢い、キリスト教民主同盟の内部分裂、「変化の時」要因、そして歴史的な外生的経済・社会ショックの存在を考慮して調整したものです。 選挙前に地政学的なサプライズが起こる可能性はありますが、それらはたいてい緑の党を強化する方向に働くでしょう。緑の党はロシアと中国に対して強硬な姿勢を取っているからです。 要点： 緑の党が次期ドイツ政府を主導する可能性が高いですが、少なくとも強力な影響力は持つでしょう。 選挙シナリオの政策影響 どの連立が政権を構成するかが新たな政策の枠組みを決定します。財政政策は選挙の結果に基づいて変わり、支出と税の両方が影響を受けます。緑の党は「増税・支出拡大」の左派ですが、実際に何が立法化され得るかは連立次第です。2 緑の党の考え方は、環境政策を通じて再建プロセスを「舵取り」することです。しかし左派が強固な多数を欠く場合、緑の党のより論争的で懲罰的な施策は通りません。変革的な政策は低所得層に重くのしかかるでしょう（Chart 11）。 Chart 11Ambitious Climate Policy Will Face Resistance 変化の風：ドイツがグリーン化へ 変化の風：ドイツがグリーン化へ 各首相候補の政策姿勢は、ドイツにおける高い政策的一致度を示すのに役立ちます。Table 3は、ある政策分野において候補者が「鷹派」（積極的、攻撃的）か「鳩派」（受動的、防御的）かに基づいて候補者を見ています。際立っているのは、党の違いにもかかわらず候補者間の合意です。誰も財政や金融の鷹派ではありません。貿易に関して鷹派と分類できるのはベアボックだけです。3 移民問題で鷹派とされる者はいません。ほとんど全員が気候変動対策には強硬です。またロシアや中国に対する姿勢はより懐疑的になりつつありますが、完全な強硬派というわけではありません。 Table 3Policy Consensus Among German Chancellor Candidates 変化の風：ドイツがグリーン化する 変化の風：ドイツがグリーン化する 緑の党が期待を下回ったとしても、ドイツはグリーン関連の取り組みを放棄しないでしょう。現在の大連立は、緑の党が野党にあったとしても、国民の圧力により気候対策パッケージを追求しました。ドイツ国民は他のヨーロッパ諸国よりも環境志向がかなり強いです（Chart 12）。グリーンへのシフトは世界的にも進行しています。米国も現在グリーン競争に参入しており、中国も独自の理由で取り組みを強化しています。4月22-23日のバイデンのアースデイ気候サミットに先立つ一連の発表を受けて更新された現在のグリーン目標と措置については、付録を参照してください。 Chart 12Germans Care Even More About Environment Than Other Europeans 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ いかなる連立でも、COVID後の経済回復に注力するため支出を税よりも多く引き上げるでしょう。ドイツの積極的な財政転換には長い前奏があり、それは持続力があり無視すべきではありません。キリスト教民主同盟を中核とする連立は他の場合より早く財政規律を回復させようとするでしょうが、上に示したシナリオによればそれが実行できる確率はわずか5％にすぎません。EUの財政上限が2022年に凍結されている間、欧州の他国は積極的な支出を行う動機を持つでしょう。特にドイツ政府がより鳩派に傾く場合はなおさらです。 米英以上に、ドイツはワシントン・コンセンサス的な新自由主義から距離を置きつつあります。しかしドイツでは米国型の激しい分極化やポピュリズムの急増は見られていません。少なくとも現時点ではそうです。これは長期的にはリスクになり得ます。キリスト教民主同盟、AfD、および様々な内外の展開の行方次第です。 要点： ドイツには金融、財政、貿易、移民に関しては鳩派的な国民的一致があり、環境政策については強硬（プロ・グリーン）の一致があります。ロシアや中国との地政学的対立に関しては以前より強硬になりつつあります。連立政権が現実的であることを踏まえると、この合意が今年の選挙後の実際の政策を決定する可能性が高いでしょう。 与党の構成にかかわらずいくつかの点は明確です。第一に、ドイツは成長の新たな源として内需を求め、経済の再均衡とEU統合の深化を図っていること。第二に、ドイツはグリーン・エネルギー推進を加速していること。第三に、ドイツはロシアとの新たな冷戦のただ中にいることを受け入れられないこと。第四に、対中国政策はあいまいであること。ドイツのマクロ見通し より広範な財政の状況を考慮する以前から、今後12〜24か月のドイツの経済活動見通しはすでにポジティブでした。9月の選挙に関する当社のベースケースは、緑の党を中心とした連立政権を想定しており、この楽観的な見方を裏付けるものです。ただし、ドイツは依然として重大な長期的課題に直面しており、これらの構造的逆風に適切に対処するための政治的合意はこれまでのところ形成されていません。緑の党は幾つかの解決策を提示していますが、すべての提案が建設的というわけではなく、多くは議会での勢力次第となるでしょう。 短期を覗くと… ドイツ経済は世界的な景気循環の回復の恩恵を受ける見込みであり、これはBCAリサーチの現在の見通しの核心にある見方です。4 ドイツは依然として貿易と製造の強国であり、そのため世界的な製造業の回復から大きな恩恵を受けます。製造業と貿易はドイツのGDPのそれぞれ20％と88％を占めており、主要経済の中で最も高い割合です。別の見方では、OECDによれば、ドイツ製品に対する海外需要は国内付加価値のおよそ30％を占めており、これは韓国のような小規模経済よりも高い比率です（Chart 13）。さらに、自動車、機械およびその他の輸送機器、ならびに化学製品および関連製品は、ドイツの輸出の53％を占めています。これらの製品はいずれも世界的な景気循環に特に敏感であり、したがって今後2年間でドイツ経済のパフォーマンスを高めるでしょう。 欧州域内との貿易は、今後のドイツ経済にとってもう一つの後押しとなります。ユーロ圏向けおよびEU域内向けの出荷はそれぞれドイツの輸出の34％と23％、合計で57％を占めます。現在、停滞気味の欧州経済はドイツにとってハンディキャップですが、欧州には米国よりも抑圧された需要が多く、耐久財の消費はワクチン接種がさらに進展すれば急増するでしょう（Chart 14）。これは、今後12〜18か月で欧州の消費が大幅に回復すると当社が予想するため、ドイツにとって大きな追い風となります。5 Chart 13ドイツはグローバル貿易に依存している 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ Chart 14欧州は米国よりも多くの潜在需要を抱えている 欧州は米国よりも先送りされた需要が大きい 欧州は米国よりも先送りされた需要が大きい Chart 15ワクチン接種の進捗 ワクチン接種の進捗 ワクチン接種の進捗 国内要因も対外要因だけでなくドイツ経済の強さを示しています。ワクチン接種のペースはドイツで急速に加速しています（Chart 15）。四半期向けに追加で5000万回分、そして今後2年間で最大18億回分のワクチン購入を行うというEUの最近の発表はさらなる改善を示唆しています。より幅広いワクチン接種の取り組みは、消費に対する基礎的な追い風を触発するでしょう。 ドイツの家計所得も大幅に改善する見込みです。クルツァルバイト制度は危機時に失業率を抑える上で重要な役割を果たし、失業率は2020年初めの5％からピークでも6.4％にとどまりました。しかし、この制度は総就業時間の7％という大幅な減少を阻止することはできませんでした。というのも定義上、600万人の従業員が所定労働時間の短縮を余儀なくされていたからです（Chart 16）。この制度の大きな利点の一つは、労働者と雇用主との連結が断絶するのを防ぐことであり、したがって活動が回復する際の摩擦的失業が少なく、家計所得に長期的な損傷が生じにくい点にあります。一方で、ドイツ政府は債務ブレーキの適用の遅延を受けて、家計と企業への支援を継続する可能性が高いでしょう。緑の党は債務ブレーキを2022年に復元するのではなく改定することを提案しており、保守派が約束する復元とは対照的です。 Chart 16クルツァルバイトが功を奏した Kurtzarbeitが窮地を救った Kurtzarbeitが窮地を救った 家計のバランスシートが強固であることは、増加する所得を消費に回す余力があることを意味します。住宅不動産価格は年率8％のペースで上昇しており、資産対可処分所得比率を過去最高水準に押し上げています。一方で、債務対資産比率と金利水準も非常に低く、既存債務の返済負担は最小限にとどまっています（Chart 17）。 このような状況では、耐久財支出が加速し、たとえドイツの家計が過去1年間で蓄積した1,200億ユーロの過剰貯蓄を多く使わなかったとしても、全体として景気循環的な支出は持ち上がります。Chart 18が示すように、米国の耐久財支出はすでにコロナ前の高水準を上回っていますが、ドイツは長期トレンド付近に留まっています。したがって、今夏に経済が再開し、所得と雇用が増加するにつれて、同時に高まる消費者信頼感が景気循環的支出の回復を可能にするでしょう。 Chart 17強固な家計のバランスシート 強固な家計のバランスシート 強固な家計のバランスシート Chart 18ドイツも米国より多くの潜在需要を抱えている ドイツも米国よりも抑えられた需要が大きい ドイツも米国よりも抑えられた需要が大きい Chart 19多くの指標からのポジティブなメッセージ 多くの指標が示すポジティブなメッセージ 多くの指標が示すポジティブなメッセージ さまざまな経済指標がすでに到来しつつあるドイツの経済ブームを示しています。製造受注は堅調で、ほとんどのセクターで経済センチメントが上昇しています。一方で、消費者の楽観主義は底を形成しつつあり、新車登録は急速に増加しています。最も好ましい点として、完成品在庫が崩壊しており、これは将来の需要を満たすために生産が増強されることを示唆しています（Chart 19）。 要点：ドイツ経済は今年後半から2022年にかけて加速する見込みです。いつものように、ドイツは力強い世界成長から健全な利益を享受しますが、ワクチン接種プログラムの拡大、雇用主と従業員の良好な関係、強固な家計のバランスシート、および耐久財に対する顕著な潜在需要も国内経済を後押しします。ベルリンでの政治的な左派へのシフトを受けて9月以降に財政政策が引き続き緩和的に推移するという当社のベースケースは、この不可避の回復をさらに加速させるだけでしょう。…そして長期的見通し 目先の見通しが明るいのに対し、ドイツ経済の長期的見通しは依然として芳しくない。新たな与党連合の政策がドイツの厳しい人口動態、悪化する生産性、大きな過剰貯蓄という問題に対処する可能性は低い。グローバルなグリーン・エネルギーとハイテクの競争の文脈で生産性の押し上げ余地はあるが、現時点では憶測の域を出ない。 ドイツが直面するもっとも明白な問題は高齢化であり、合計特殊出生率はわずか1.6にとどまる。今後30年間で、ドイツの扶養比率は80%まで急増する見込みで、高齢者扶養比率が20%増加することが主因である（チャート20）。生産年齢人口は2050年までに18%減少する見込みで、潜在GDPの成長を抑制するだろう。 ドイツの生産性成長の見通しも厳しい。ドイツの生産性成長は長期的に低下しており、1975年の5%から2019年には1%を下回った。一般に広まっている考えに反し、1999年から2007年の間、ドイツの労働生産性成長はフランスやスペインと同程度にしか過ぎなかった；2008年以降はこの二国に遅れをとっているが、イタリアは上回っている。 ドイツの生産性が振るわない重要な理由の一つは投資不足である。これは同国の緊縮的な財政運営を反映している面もある。例えば2019年、ドイツの公的投資はGDPの2.4%であり、OECD平均の3.8%や、米国の公的投資であるGDPの3.6%と比べても見劣りする。この数字はドイツの公的資本ストックの減価償却を考慮していない。ユーロ導入以降、ネット公的投資は平均でGDPの0.03%にとどまっている。最大の問題は自治体レベルにある。2012年から2019年にかけて、連邦および州レベルのネット投資は平均でGDPの0.2%だった一方で、自治体のネット投資は平均でGDPの0.2%をマイナスにした。新政権がこのドイツ経済の欠陥に対処できることが望まれる。緑の党が最も積極的ではあるが、障害に直面するだろう。 ドイツの生産性にとってより大きな問題は企業の設備投資である。企業の投資は同国で低迷してきた。ユーロ導入以降、ドイツにおける資本集約度の生産性への寄与はイタリアと同等であり、フランスやスペインよりも劣後している。その結果、ドイツの資本ストックの平均年齢は過去最高水準であり、米国やユーロ圏平均を大きく上回っている（チャート21）。 チャート20ドイツは人口動態が厳しい ドイツは人口動態が悪い ドイツは人口動態が悪い チャート21ドイツの資本ストックは老朽化している ドイツの資本ストックは老朽化している ドイツの資本ストックは老朽化している ドイツの設備投資の内訳は生産性のハンディキャップを悪化させている。ドイツ連邦銀行（ブンデスバンク）の研究によれば、情報通信技術（ICT）への資本支出が労働生産性に与えた寄与は、2008年から2012年の間で年平均0.05パーセントポイントだった。この指標において、ドイツはフランスや米国より遅れていたが、それでもイタリアは上回っていた。2013年から2017年にかけては、ICT投資の生産性への寄与は0.02パーセントポイントに落ち、依然としてフランスや米国より低いが、イタリアとは同水準であった。 ICTや知識基盤資本（KBC）への投資の絶対水準を見ると、ドイツの課題がさらに浮き彫りになる。2016年におけるICT機器、ソフトウェアとデータベース、研究開発および知的財産生産物、その他のKBC資産（組織資本や研修を含む）への総投資はGDPの8%未満を占めていた。フランス、米国、スウェーデンではそれぞれこれらの支出がGDPの11%、12%、13%を占めていた（チャート22、上段）。この投資不足はドイツのイノベーション能力を直接的に損ねる。チャート22の下段は、ICT特許の総数の80%を占める8つの主要カテゴリについて、ドイツが米国、日本、韓国、あるいは中国に著しく遅れを取っていることを示している。 チャート22ドイツはICT投資で遅れを取っている 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ ICTおよびKBC投資におけるドイツのハンディキャップの主要因の一つは中小企業であり、これらは資本の投入に特に消極的であった。OECDの研究は、2010年から2019年の間に、ドイツの小企業と大企業の間のICTツールおよび活動の採用ギャップがOECD平均に比べて悪化したことを示している（チャート23）。ベンチャーキャピタル投資の不足もこれらの問題を悪化させている可能性が高い。2019年におけるドイツのベンチャーキャピタル投資はGDPの0.06%を占めるにすぎない。これはフランスや英国（それぞれ0.08%および0.1%）の水準を下回り、ましてや韓国、カナダ、イスラエル、米国（それぞれ0.16%、0.2%、0.4%、0.65%）の水準には遠く及ばない。緑の党は新たなベンチャーキャピタル・ファンドを創設すると主張しているが、この分野での実行力は疑わしい。 チャート23ドイツの中小企業におけるICT能力の遅れ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ ドイツの生産性成長はOECD諸国の他と比べて今後も平均を下回る可能性が高く、フランスや英国にも遅れを取る見込みであるため、ドイツが競争力を維持する唯一の方法はコストを抑制することである。つまり、ドイツは近年の競争力喪失をこれ以上放置することはできない（チャート24）。したがって、生産性の低成長はドイツの実質賃金を制約するだろう。 チャート24ドイツの競争力は低下している ドイツの競争力が低下している ドイツの競争力が低下している この賃金抑制は消費に悪影響を与えるだろう。今後12～24か月の一時的な押し上げを除けば、ドイツの消費は抑制されたままである可能性が高い。これは千年紀の変わり目以降の最初の15年に見られた状況と同様であり、ハルツIVの労働市場改革は実質賃金にも打撃を与えた。緑の党は福祉給付を拡充し、最低賃金を引き上げ、ハルツIVの運用を緩和することを目指している。 結論：ドイツの過剰貯蓄は構造的に幅広く残るだろう。設備投資が実質的に回復しなければ、ドイツの非金融企業は純貸し手のままである。加えて、実質賃金成長が低い世界で将来の家計の状況を不安視している家計は、所得のかなりの割合を引き続き貯蓄するだろう。その結果、千年紀の変わり目以降にドイツが蓄積した過剰貯蓄は定着する（チャート25）。言い換えれば、ドイツは大きな経常収支黒字を維持し、欧州および世界に対してデフレ的な影響を及ぼし続けるだろう。 9月の選挙に出馬する各党が提唱する政策が、設備投資低迷やICT投資低迷という問題を覆す新法につながるとは限らない。緑の党は経済の過剰規制をさらに悪化させるだろう。すべての目的を達成するような政策革命が実行されない限り（非常に高いハードルである）、ドイツにはこれまでと同様の状況、つまり緩やかに衰退する経済が続くと予想される。 チャート25貯蓄過多、投資不足 貯蓄過多、投資不足 貯蓄過多、投資不足 チャート26ドイツは再生可能エネルギーで好成績 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ とはいえ、明るい点もある。ドイツは再生可能エネルギー分野でリーダーになりつつあり、この流れの拡大を活かして輸出市場を拡大することができる（チャート26）。 投資への示唆 債券市場 ドイツとユーロ圏全体の経済見通しは、欧州のフィクスト・インカム・ポートフォリオ内でドイツ・ブントをアンダーウェイトすることと整合的です。 ブントは世界で最も割高な債券市場の一つに入っており、特に今年後半に欧州で経済の良いサプライズが生じた場合、非常に脆弱になります。とりわけ9月の選挙を受けてドイツの財政政策がさらに緩和されれば脆弱性は増します（チャート27）。さらに、ドイツの財政政策が緩和されれば欧州の周辺国債が支えられ、現在ECBが積極的に買っている割安なイタリアBTPは特に恩恵を受けるでしょう。したがって、我々はBTPのオーバーウェイトを継続し、ギリシャ債とポルトガル債をそのリストに加えます。 チャート27ドイツ・ブントは割高である 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ チャート28ドイツ利回りは既に欧州に関して多くの悲観を織り込んでいる ドイツ国債利回りは既に欧州に対する相当な悲観を織り込んでいる ドイツ国債利回りは既に欧州に対する相当な悲観を織り込んでいる 米国債と比較すると、ブントの見通しはより複雑です。一方で、ECBはこのサイクルの後半でFRBほど金融政策を引き締めないでしょう。さらに、欧州のインフレ率は今年および事業サイクルを通じて米国水準を下回る可能性が高いです。他方で、ブントは既に実質ターミナル・レートの代理指標とタームプレミアムの両方で国債（Treasury Notes）よりもかなり低い数値を織り込んでいます（チャート28）。 総合的に見れば、BCAリサーチのグローバル・フィクスト・インカム・ストラテジー・サービスは、ブントは今年米国債をアウトパフォームすべきだと見ています。なぜならブントはベータが低く、利回り上昇局面で価値のある特徴を持っているからです。6 我々はこの見方に関連するリスクを注意深くモニターします。なぜなら欧州の景気回復が世界的な利回り上昇の触媒になる可能性があり、その場合ドイツ・ブントは一時的にアンダーパフォームすることがあり得るからです。 構造的には、ベルリンがドイツの生産性問題に対処しない限り、ドイツ・ブントは世界の利回りにとっての錨（アンカー）であり続ける公算が大きいです。ドイツは過剰貯蓄に溢れ、これはデフレ的な錨として作用するとともに、欧州の実質金利の長期的な上昇を抑制します。過剰貯蓄は大きな経常収支黒字をもたらすため、ドイツは引き続き貯蓄を海外へ輸出し、世界の利回りを抑制する要因として作用し続けるでしょう。 ユーロ 中期的な見通しはユーロの大幅な上昇を示唆しています。 今後12カ月で欧州およびドイツの成長が良いサプライズとなるという我々の予想は、ユーロのアウトパフォーマンスと整合します。過去10年間、投資家がユーロ圏から資金を取り出し米国へ移してきたという事実は、この議論に説得力を与えます（チャート29）。 我々のドイツの財政政策に関する見解もユーロに有利に働きます。ドイツの財政赤字拡大は欧州の経済活動を助け、ユーロ圏全体のリスクプレミアムを縮小します。このプロセスはユーロにとって二重にポジティブです。第一に、周辺国のリスクプレミアム低下はユーロ圏への資金流入を呼び込みます。とりわけギリシャ、ポルトガル、イタリア、スペインの利回りは代替投資よりも価値を提供します。第二に、強い成長と低いリスクプレミアムは、ユーロ圏の唯一のリフレーターであるECBへの負担を軽減します。これにより、マージンではありますが、欧州の極めて低迷したターミナル・レート代理指標が押し上げられ、EUR/USDを支援するはずです。 欧州内部のポジティブな力に加え、堅調な世界経済活動はユーロの魅力を高めます。ドルはカウンターサイクル通貨であり、したがって世界の景気サイクルの上昇は一般にドル安と一致し、EUR/USDの魅力を増します。とはいえ、もし世界経済の押し上げが米国から生じれば、ドルは強くなる可能性があります。この現象は2021年の第1四半期に見られました。しかし、今後12カ月で世界の成長リーダーシップは米国から離れる見込みであり、これは世界成長とドルの逆相関という通常の関係が再びユーロに有利に働くことを意味します。 欧州の国際収支の動態はユーロの魅力をさらに強固にします。ドイツおよびユーロ圏の経常収支黒字は依然として大きく、特に米国で拡大する双子の赤字と比較すると際立っています。 今後12〜24カ月を超えた期間では、ドイツおよび欧州経済の構造的な活力欠如がユーロを円やスイスフランのようなセーフヘイブン通貨へと変える可能性が高いです。強い国際収支と低金利（いずれも過剰貯蓄の症状）はファンディング通貨の定義的特徴であり、改革が生産性低迷に対処しない限りユーロ圏の恒久的属性となるでしょう。ユーロ圏の対外純資産ポジションは既に上昇しており、低インフレはユーロの購買力平価見積りに構造的な上方バイアスを与えるでしょう（チャート30）。これらの展開は日本やスイスですでに見られており、時間が経てばユーロのプロサイカリティ（景気循環性）は消えていく可能性が高いです。 チャート29投資家は既に欧州資産をアンダーウェイトしている 投資家は既に欧州資産をアンダーウェイトしている 投資家は既に欧州資産をアンダーウェイトしている チャート30ユーロのフェアバリューにおける上方バイアス ユーロのフェアバリューには上方バイアスがある ユーロのフェアバリューには上方バイアスがある チャート31ドイツはユーロ圏の他国よりアウトパフォームしていない ドイツはユーロ圏の他国を上回っていない ドイツはユーロ圏の他国を上回っていない ドイツ株式 絶対的に見れば、DAXおよびドイツ株式は今後12〜24カ月で依然として大きな上振れ余地を持っています。BCAリサーチは株式に対してポジティブな姿勢を想定しており、ベータが高い市場であるドイツは恩恵を受ける可能性があります。7 さらに、ドイツ株式は世界経済活動への感応度が高いことがその魅力を際立たせます。我々は欧州株式を好み、ドイツ株も例外ではありません。8 より複雑な問題は、欧州株式ポートフォリオ内でドイツ株式をどのように位置付けるかです。2003年から2012年にかけて大幅にアウトパフォームした後、ドイツ株式はそれ以降ユーロ圏の他と同じ動きになっています（チャート31）。さらに、ドイツ株式は現在、主要なバリュエーション指標のすべてでユーロ圏の他地域に対してディスカウントで取引されています（チャート31、下段）。 ドイツ株式のユーロ圏他地域に対する見通しを左右するグローバル・マクロの力は現在、相反するメッセージを送っています。一方では、コモディティ価格が上昇したりユーロが上昇したりすると通常ドイツ株はアウトパフォームします（チャート32）。他方では、世界の利回りが上昇したり、中国の過剰準備が減少した期間の後にはドイツ株はアンダーパフォームすることもあります。今日見られるような環境がそれに該当します。 こうした世界的要因からの不明確さがあるため、ドイツの相対的パフォーマンスに関する答えは欧州の経済動態の中にあります。ドイツはユーロ圏の他地域に対して競争力を失いつつあり（チャート24 22ページ）、これはユーロが強くなった場合にドイツ株が過去10年のパフォーマンスほど恩恵を受けないことを示唆しています。さらに、ドイツ株はドイツの製造業PMIが広いユーロ圏のそれに対して上昇したときにアウトパフォームします。ドイツとユーロ圏の製造業PMIの差はほぼ史上高水準にあり、ユーロ圏の他地域が追いつくにつれてこの差は縮小する可能性が高いです。これはドイツ株のパフォーマンスに影響を与えるはずです（チャート33）。 チャート32ドイツの相対的パフォーマンスにとって混在するグローバルな背景 ドイツの相対パフォーマンスを取り巻く混在するグローバル環境 ドイツの相対パフォーマンスを取り巻く混在するグローバル環境 チャート33欧州の経済の追いつきはドイツ株にとって不利となる 欧州の経済の追い上げはドイツ・エクイティに打撃を与える 欧州の経済の追い上げはドイツ・エクイティに打撃を与える 最後に、セクター別の動態が最終的な決定要因となる可能性があります。表4はドイツとユーロ圏の他市場との間でセクター配分に限定的な差しかないことを示しており、これが過去9年間の相対的パフォーマンスの安定性を説明するのに役立ちます。 しかしながら、国別に見ればドイツと特定の欧州諸国との間で差異は大きくなります。この観点では、BCAの成長株に対するネガティブなスタンスはオランダに対してドイツをオーバーウェイトすることと相関します。さらに、我々の金融株と債券利回りに関するポジティブな見通しは、ドイツがイタリアおよびスペインの株式に対してアンダーパフォームすべきであることを示唆します。 表4欧州主要取引所におけるセクター別内訳 変革の風：ドイツがグリーン化へ 変革の風：ドイツがグリーン化へ   マット・ガートケン バイスプレジデント ジオポリティカル・ストラテジー mattg@bcaresearch.com   マチュー・サヴァリー, チーフ・ヨーロピアン・インベストメント・ストラテジスト Mathieu@bcaresearch.com 付録：世界の気候政策コミットメント 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変革の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 変化の風：ドイツ、グリーン化へ 脚注 1 Matthew Karnitschnig、"German Conservatives Mired In ‘The Swamp,’" Politico、2021年3月24日、politico.eu。 2 緑の党は炭素税、デジタルサービス税、金融取引税を含む様々な税に関心を持っています。彼らはまた、鉄鋼や自動車メーカーに一定割合の炭素中立鋼材や電気自動車を販売させる工業クオータにも関心があります。Baerbock氏への優れたインタビューはIleana GrabitzとKatharina Schuler、"I don’t have to convert the SUV driver in Prenzlauer Berg," Zeit Online、2020年1月2日、zeit.deを参照してください。 3 Zeit Onlineに対する彼女のコメントを参照してください。 4 BCAリサーチ グローバル・インベストメント・ストラテジー・ストラテジー・アウトルック "Second Quarter 2021 Strategy Outlook: Inflation Cometh?"、日付2021年3月26日、gis.bcareseach.comで入手可能。 5 BCAリサーチ ヨーロピアン・インベストメント・ストラテジー・スペシャル・レポート "A Temporary Decoupling"、日付2021年4月5日、eis.bcareseach.comで入手可能。 6 BCAリサーチ グローバル・フィクスト・インカム・ストラテジー・ストラテジー・レポート "Harder, Better, Faster, Stronger"、日付2021年3月16日、gfis.bcareseach.comで入手可能。 7 BCAリサーチ グローバル・インカム・ストラテジー・ストラテジー・アウトルック "Second Quarter 2021 Strategy Outlook: Inflation Cometh?"、日付2021年3月26日、gis.bcareseach.comで入手可能。 8 BCAリサーチ ヨーロピアン・インカム・ストラテジー・ストラテジー・レポート "Time And Attraction"、日付2021年4月12日、eis.bcareseach.comで入手可能。

Highlights Continued upgrades to global economic growth – most recently by the IMF this week –will support higher natgas prices.  In our estimation, gas for delivery at Henry Hub, LA, in the coming withdrawal season (November – March) is undervalued at current levels at ~ $2.90/MMBtu. Inventory demand will remain strong during the current April-October injection season, following the blast of colder-than-normal weather in 1Q21 that pulled inventories lower in the US, Europe and Northeast Asia. The odds the US will succeed in halting completion of the final leg of the Russian Nord Stream 2 natural gas pipeline into Germany are higher than the consensus expectation.  Our odds the pipeline will not be completed this year stand at 50%, which translates into higher upside risk for natural gas prices.  We are getting long 1Q22 calls on CME/NYMEX Henry Hub-delivered natgas futures struck at $3.50/MMBtu vs. short 1Q22 $3.75/MMBtu calls at tonight's close.  The probability of Nord Stream 2 cancellation is underpriced, which means European TTF and Asian JKM prices will have to move higher to attract LNG cargoes next winter from the US, if the pipeline is cancelled (Chart of the Week). Feature As major forecasting agencies continue to upgrade global growth prospects, expectations for industrial-commodity demand – energy, bulks, and base metals – also are moving higher. This week, the IMF raised its growth expectations for this year and next to 6% and 4.4%, respectively, nearly a full percentage-point increase versus its January forecast update for 2021.1 This upgrade follows a similar move by the OECD last month.2 In the US, the EIA is expecting industrial demand for natural gas to rise 1.35 Bcf/d this year to 23.9 Bcf/d; versus 2019 levels, industrial demand will be 0.84 Bcf/d higher in 2021. For 2022, industrial demand is expected to be 24.2 Bcf/d. US industrial demand likely will recover faster than the EU's, given the expectation of a stronger recovery on the back of massive fiscal and monetary stimulus. Overall natgas demand in the US likely will move lower this year, given higher natgas prices expected this year and next will incentivize electricity generators to switch to coal at the margin, according to the EIA. Total demand is expected to be 82.9 Bcf/d in the US this year vs. 83.3 Bcf/d last year, owing to lower generator demand. Pipeline-quality gas output in the US – known as dry gas, since its liquids have been removed for other uses – is expected to average 91.4 Bcf/d this year, essentially unchanged. Lower consumption by the generators and flat production will allow US gas inventories to return to their five-year average levels of 3.7 Tcf by the end of October, in the EIA's estimation (Chart 2). Chart of the WeekUS-Russia Geopolitical Risk Underpriced Chart 2US Natgas Inventories Return To Five-Year Average US Liquified Natural Gas (LNG) exports are likely to expand, as Asian and European demand grows (Chart 3). Prior to the boost in US LNG demand from colder weather, exports set monthly records of 9.4 Bcf/d and 9.8 Bcf/d in November and December of last year, respectively, with Asia accounting for the largest share of exports (Chart 4). This also marked the first time LNG exports exceeded US pipeline exports to Mexico and Canada. The EIA is forecasting US LNG exports will be 8.5 bcf/d and 9.2 Bcf/d this year and next, versus pipeline exports of 8.8 Bcf/d and 8.9 Bcf/d in 2021 and 2022, respectively. Chart 3US LNG Exports Continue Growing Chart 4US LNG Exports Set Records In November And December 2020 US LNG exports – and export potential given the size of the resource base at just over 500 Tcf – now are of a sufficient magnitude to be a formidable force in global markets, particularly in Europe. This puts it in direct conflict with Russia, which has targeted Europe as a key market for its pipeline natural gas exports. US-Russia Standoff Looming Over Nord Stream 2 Given the size and distribution of global oil and gas production and consumption, it comes as no surprise national interests can, at times, become as important to pricing these commodities as supply-demand fundamentals. This is particularly true in oil, and increasingly is becoming the case in natural gas. That the same dramatis personae – the US and Russia – should feature in geopolitical contests in oil and gas markets also should not come as a surprise. In an attempt to circumvent transporting its natural gas through Ukraine, Russia is building a 1,230 km underwater pipeline from Narva Bay in the Kingisepp district of the Leningrad region of Russia to Lubmin, near Greifswald, in Germany (Map 1). The Biden administration, like the Trump administration and US Congress, is officially attempting to halt the final leg of the pipeline from being built, although Biden has not yet put America’s full weight into stopping it. Biden claims it will be up to the Europeans to decide what to do. At the same time, any major Russian or Russian-backed military operation in Ukraine could trigger an American action to halt the pipeline in retaliation. Map 1Nord Stream 2 Route In our estimation, there is a 50% chance that the Nord Stream 2 natural gas pipeline will not be completed this year or go into operation as planned given substantial geopolitical risks. The $11 billion pipeline would connect Russia directly to Germany with a capacity of about 55 billion cubic meters, which, combined with the existing Nord Stream One pipeline, would equal 110 BCM in offshore capacity, or 55% of Russia's natural gas exports to Europe in 2019. The pipeline’s construction is 94% complete, with the Russian ship Akademik Cherskiy entering Danish waters in late March to begin laying pipes to finish the final 138-kilometer stretch, according to Reuters. The pipeline could be finished in early August at the pace of 1 kilometer per day.3 The Russian and German governments are speeding up the project to finish it before US-Russia tensions, or the German elections in September, interrupt the construction process again. It is not too late for the US to try to halt the pipeline through sanctions. But for the Americans to succeed, the Biden administration would have to make an aggressive effort. Notably the Biden administration took office with a desire to sharpen US policy toward Russia.4 While Biden seeks Russian engagement on arms reduction treaties and the Iranian nuclear negotiations, he mainly aims to counter Russia, expand sanctions, provide weapons to Ukraine, and promote democracy in Russia’s sphere of influence. The result will almost inevitably be a new US-Russia confrontation, which is already taking shape over Russia’s buildup of troops on the border with Ukraine, where US and Russian meddling could cause civil war to reignite (Map 2). Map 2Russia’s Military Tensions With The West Escalate In Wake Of Biden’s Election And Ukraine’s Renewed Bid To Join NATO Tensions in Ukraine are directly tied to US military cooperation with Ukraine and any possibility that Ukraine will join the NATO military alliance, a red line for Putin. Nord Stream 2 is Russia’s way of bypassing Ukraine but a new US-Russia conflict, especially a Russian attack on Ukraine, would halt the pipeline. The pipeline’s completion would improve Russo-German strategic relations, undercut US liquefied natural gas exports to Germany and the EU, and reduce the US’s and eastern Europe’s leverage over Russia (and Germany). Biden says his administration is planning to impose new sanctions on firms that oversee, construct, or insure the pipeline, and such sanctions are required under American law.5 Yet Biden also wants a strong alliance with Germany, which favors the pipeline and does not want to escalate the conflict with Russia. The American laws against Nord Stream have big loopholes and give the president discretion regarding the use of sanctions, which means Biden would have to make a deliberate decision to override Germany and impose maximum sanctions if he truly wanted to halt construction.6 This would most likely occur if Russia committed a major new act of aggression in Ukraine or against other European democracies. The German policy, under the current ruling coalition led by Chancellor Angela Merkel’s Christian Democratic Union, is to finish the pipeline despite Russia’s conflicts with the West and political repression at home. Russia provides more than a third of Germany’s natural gas imports and this pipeline would bypass eastern Europe’s pipeline network and thus secure Germany’s (and Austria’s and the EU’s) natural gas supply whenever Russia cuts off the flow to Ukraine (through which roughly 40% of Russian natural gas still must pass to reach Europe). Germany's Election And Natgas Politics Germany wants to use natural gas as a bridge while it phases out nuclear energy and coal. Natural gas has grown 2.2 percentage points as a share of Germany’s total energy mix since the Fukushima disaster of 2011, and renewable energy has grown 7.7ppt, while coal has fallen 7.3ppt and nuclear has fallen 2.5ppt (Chart 5). The German federal election on September 26 complicates matters because Merkel and the Christian Democrats are likely to underperform their opinion polls and could even fall from power. They do not want to suffer a major foreign policy humiliation at the hands of the Americans or a strategic crisis with Russia right before the election. They will insist that Biden leave the pipeline alone and will offer other forms of cooperation against Russia in compensation. Therefore, the current German government could push through the pipeline and complete the project even in the face of US objections. But this outcome is not guaranteed. The German Greens are likely to gain influence in the Bundestag after the elections and could even lead the German government for the first time – and they are opposed to a new fossil fuel pipeline that increases Russia’s influence. Chart 5Germany Sees Nord Stream 2 Gas As Bridge To Low-Carbon Economy Hence there is a fair chance that the pipeline does not become operational: either Americans halt it out of strategic interest, or the German Greens halt it out of environmental and strategic interest, or both. True, there is a roughly equal chance that Merkel’s policy status quo survives in Germany, which would result in an operational pipeline. The best case for Germany might be that the current government completes the pipeline physically but the next government has optionality on whether to make it operational. But 50/50 odds of cancellation is a much higher risk than the consensus holds. The Russian policy is to finish Nord Stream 2 while also making an aggressive military stance against the West’s and NATO’s influence in Ukraine. This would expand Russian commodity and energy exports and undercut Ukraine’s natgas transit income. It would also increase Russian leverage over Germany – and it would divide Germany from the eastern Europeans and Americans. A preemptive American intervention would elicit Russian retaliation. The Russians could respond in the strategic sphere or the economic sphere. Economically they could react by cutting off natural gas to Europe, but that would undermine their diplomatic goals, so they would more likely respond by increasing production of natural gas or crude oil to steal American market share. In any scenario Russian retaliation would likely cause global price volatility in one or more energy markets, in addition to whatever volatility is induced by the cancellation of Nord Stream 2 itself. US-Russia tensions are likely to escalate but only Ukraine and Nord Stream 2, or the separate Iranian negotiations, have a direct impact on global energy supply. If Germany goes forward with the pipeline, then Russia would need to be countered by other means. The Americans, not the Germans, would provide these “other means,” such as military support to ensure the integrity of Ukraine and other nations’ borders. The Russians may gain a victory for their energy export strategy but they will never compromise on Ukraine and they will still need to focus on the broader global shift to renewable energy, which threatens their economic model and hence ultimately their regime stability. So, the risk of a market-moving US-Russia conflict can be delayed but probably not prevented (Chart 6). Chart 6US-Russia Conflit Likely Bottom Line: The Nord Stream 2 pipeline is not guaranteed to be completed this year as planned. The US is more likely to force a halt to the Nord Stream 2 pipeline than the consensus holds, especially if Russia attacks Ukraine. If the US fails to do so, then the German election will become the next signpost for whether the pipeline will become operational. If the Americans halt the pipeline, then US-Russian conflict either already erupted or will occur sooner rather than later and will likely impact global oil or natural gas prices. Investment Implications Our subjective assessment of 50% odds the US will succeed in halting completion of the final leg of Nord Stream 2 are higher than the consensus expectation. This translates directly into higher upside risk for natural gas prices in the US and Europe later this year and next. Given our view, we are getting long 1Q22 calls on CME/NYMEX Henry Hub-delivered natgas futures struck at $3.50/MMBtu vs. short 1Q22 $3.75/MMBtu calls at tonight's close. The probability of Nord Stream 2 cancellation is underpriced, which means the odds of higher prices in the LNG market are underpriced (Chart 7). The immediate implication of our view is European TTF prices will have to move higher to attract LNG cargoes next winter from the US, if the Nord Stream 2 pipeline's final leg is cancelled. This also would tighten the Asian markets, causing the JKM to move higher as well (Chart 8). Any indication of colder-than-normal weather in the US, Europe or Asian markets would mean a sharper move higher. Chart 7Natgas Tails Are Too Narrow For Next Winter Chart 8Nord Stream 2 Cancellation Would Boost JKM Prices   Robert P. Ryan Chief Commodity & Energy Strategist rryan@bcaresearch.com Matt Gertken Vice President Geopolitical Strategy mattg@bcaresearch.com Commodities Round-Up Energy: Bullish The US and Iran began indirect talks earlier this week in Vienna aimed at restoring the Joint Comprehensive Plan of Action (JCPOA), otherwise known as the "Iran nuclear deal." All of the other parties of the deal – Britain, China, France, Germany and Russia – are in favor of restoring the deal. BCA Research believes this is most likely to occur prior to the inauguration of a new president who is expected to be a hardliner willing to escalate Iran’s demands. US President Biden can unilaterally ease sanctions and bring the US into compliance with the deal, and Iran could then reciprocate. If a deal is not reached by August it could take years to resolve US-Iran tensions. China could offer to cooperate on sanctions and help to broker negotiations following the signing of its 25-year trade deal with Iran last week. Russia likely would demand the US not pressure its allies to cancel the Nord Stream 2 deal, in return for its assistance in brokering a deal. Base Metals: Bullish Iron ore prices continue to be supported by record steel prices in China, trading at more than $173/MT earlier this week. Even though steel production reportedly is falling in the top steel-producer in China, Tangshan, as a result of anti-pollution measures, for iron ore remains stout. As we have previously noted, we use steel prices as a leading indicator for copper prices. We remain long Dec21 copper and will be looking for a sell-off to get long Sep21 copper vs. short Sep21 copper if the market trades below $4/lb on the CME/COMEX futures market (Chart 9). Precious Metals: Bullish Gold held support ~ $1,680/oz at the end of March, following an earlier test in the month. We remain long the yellow metal, despite coming close to being stopped out last week (Chart 10). The earlier sell-off appeared to be caused by a need to raise liquidity to us. We continue to expect the Fed to hold firm to its stated intent to wait for actual inflation to become manifest before raising rates, and, therefore, continue to expect real rates to weaken. This will be supportive of gold and commodities generally (Chart 10). Ags/Softs: Neutral Corn continues to be well supported above $5.50/bu, following last week's USDA report showing farmers intend to increase acreage planted to just over 91mm acres, which is less than 1% above last year's level. Chart 9 Chart 10       Footnotes 1     Please see the Fund's April 2021 forecast Managing Divergent Recoveries. 2     We noted last week these higher growth expectations generally are bullish for industrial commodities – energy, metals, and bulks.  Please see Fundamentals Support Oil, Bulks, And Metals, which we published 1 April 2021.  It is available at ces.bcaresearch.com. 3    For the rate of construction see Margarita Assenova, “Clouds Darkening Over Nord Stream Two Pipeline,” Eurasia Daily Monitor 18: 17 (February 1, 2021), Jamestown Foundation, jamestown.org. For the current status, see Robin Emmott, “At NATO, Blinken warns Germany over Nord Stream 2 pipeline,” Reuters, March 23, 2021, reuters.com. 4    The Democratic Party blames Russia for what it sees as a campaign to undermine the democratic West and recreate the Soviet sphere of influence. See for example the 2008 invasion of Georgia, the failure of the Obama administration’s 2009-11 diplomatic “reset,” the Edward Snowden affair, the seizure of Crimea and civil war in Ukraine, the survival of Syria’s dictator, and Russian interference in US elections in 2016 and 2020. 5    The Countering Russian Influence in Europe and Eurasia Act of 2017, and the Protecting Europe’s Energy Security Act of 2019/2020, contain provisions requiring sanctions on firms that have contributed in any way a minimum of $1 million to the project, or provide pipe-laying services or insurance. There are exceptions for services provided by the governments of the EU member states, Norway, Switzerland, or the UK. The president has discretion over the implementation of sanctions as usual. 6    The German state of Mecklenburg-Vorpommern is creating a shell foundation to enable the completion of the pipeline. It can shield companies from American sanctions aimed at private companies, not sovereigns.    Investment Views and Themes Recommendations Strategic Recommendations Tactical Trades Commodity Prices and Plays Reference Table Summary of Closed Trades

特別レポート

Highlights We expect limited upside to gas prices from current levels as the comeback of US Liquefied Natural Gas (LNG) exports will add to an already oversupplied market. In the short term, prices will remain below full-cycle costs. This will limit investment in LNG and the infrastructure required to get it to market in future. European storage will peak below maximum capacity. Gas forwards are pricing a rapid drawdown over the winter. Whether this occurs depends critically on winter demand in the northern hemisphere and a continued recovery in world economic activity. In the US, declining production in the prolific natural-gas shales and rising LNG exports will help balance its domestic gas markets: Rig counts in the Appalachian basin are at multiyear lows, which is weighing on output. Collapsing oil production in major shale-oil basins is dramatically reducing associated gas output, which represents more than 16% of total gas production. Still, a second wave of COVID-19 that results in another round of widespread lockdowns could send natgas prices back below $2/MMBtu as storage fills. Over the next few months, the balance of risk in natgas markets – especially in the US – remains to the downside, though highly uncertain. We are staying on the sidelines for now.  Over the medium term, global demand for LNG will catch up with supply by 2024, supported by additional coal-to-gas switching and slower supply growth. Feature The mounting probability inventories will fill up to maximum capacity before this coming winter’s heating season has pushed major European and Asian benchmarks below US LNG’s variable costs. Global natural gas markets have been severely hit by the COVID-19 pandemic. Natgas prices in Asia, Europe, and the US were amongst the worst performing commodities during the crisis (Chart 1). This reflects weak fundamentals – i.e. a significant global supply surplus – which gas markets faced even before the exogenous shock. The mounting probability inventories will fill up to maximum capacity before this coming winter’s heating season has pushed major European and Asian benchmarks below US LNG’s variable costs. This development renders shipments of US gas overseas uneconomical. The cancellation of US cargoes is acting as the primary balancing factor and will allow inventories to stay below full capacity – assuming global economic activity continues to accelerate in 2H20. Henry Hub prices surged by 34% since the beginning of the month on the back of higher gas demand – from warmer-than-normal weather and rebounding global economic activity – depressed US LNG exports, and prolonged maintenance at Australia’s Gorgon plant. Chart 1Global Gas Benchmarks Collapsed In 1H20 Chart 2Relative Prices Will Favor Additional US LNG Exports As storage-related fears abate, LNG economics is turning favorable for cargoes to be delivered in 4Q20 and 1Q21. This will allow exports of US gas to Europe and Asia to resume as regional demand rises. This improvement is already apparent in relative futures curves (Chart 2). Still, we expect only limited price gains from current levels, especially in the US. The resurgence in US LNG exports will add to the global supply surplus and cap the upside. Relative prices will remain below LNG offtakers' (exporters) full-cycle costs, limiting additional investments in LNG projects over the medium term. We expect demand to catch up to supply by 2024. Gas Fundamentals Worsened In 2019 Global gas demand increased by 2% y/y in 2019, led by growth in the US and China as coal-to-gas switching intensified amid the low-price environment (Chart 3). However, this rate of growth is a marked slowdown relative to the average 3.5% y/y growth from 2016-2018. It was also slower than the strong global supply growth – up 3.4% y/y – and LNG export growth – up 12.7% y/y. Chart 3US, China Supported Gas Demand Growth In 2019 The US was the largest contributor to both new gas and LNG supply, accounting for 65% of the world’s incremental gas production (Chart 4). The liquefaction capacity addition from the first wave of investments – i.e. projects that received a final investment decision (FID) before 2017 – is now mostly operational. Chart 4US Dominated Natgas Supply And LNG Growth In 2019 US LNG capacity stands at ~10 Bcf/d and serves as a needed pressure valve to its oversupplied domestic market – a consequence of rapid shale production growth – forcing the excess gas to Europe and Asia. However, the economic slowdown in Asia in 2H19 meant the region could no longer adequately absorb these new volumes. As a result, global gas markets moved to a supply-surplus. Relative gas price spreads began trending downward and moved in favor of exports to Europe over Asia.1 Europe plays a growing role as a market of last resort for global natural gas – particularly US LNG – due to its well-developed storage infrastructure, regasification units, and pipeline networks. Around 80% of LNG exports from newly added terminals were absorbed by European markets, and most of that went into storage. Around 40% of the global natural gas supply increase last year ended up in storage, according to the IEA (Chart 5). Moreover, milder-than-expected weather last year exacerbated these trends and forced global prices to converge closer to Henry Hub. Chart 5European Storage Absorbed ~ 40% Of Global Gas Supply Growth By the end of 2019, gas storage in Europe was drastically higher than its 5-year average for that period (Chart 6). Chart 6Elevated US And Europe Gas Storage European Storage Will Stay Below Capacity-Testing Levels Cargo cancellations for September have been markedly lower, a sign of improving – though still oversupplied – fundamentals. Global gas markets confronted the COVID-19 pandemic from a fragile starting point. The shock reinforced the imbalances that began in 2019 and completely erased US LNG’s competitiveness in European and Asian markets. As demand fell in response to lockdowns – down 2.8% in the US and 7% in Europe y/y in Jan-May by IEA’s reckoning – storage in Europe was projected to reach full capacity by end-August.2 Consequently, in June, natural gas prices plunged to a more than two-decade low to incentivize supply and demand adjustments. Around 100 LNG cargoes from the US were cancelled for delivery in June and July, based on EIA estimates (Chart 7). US LNG supply is now the main balancing factor in global gas markets: It is a high-cost source of supply when delivered to Europe or Asia and is contracted under more flexible agreements facilitating cargo cancellations. Over the short term, the number of vessels cancelled each month is an important indicator of storage availability in Europe. The decision to cancel a cargo is complex but mainly depends on whether the spreads between US Henry Hub (HH) and Dutch Title Transfer Facility (TTF) or Japan Korea Marker (JKM) prices cover the exporter's variable costs. Based on a Cheniere-type contract,3 this implies the spread must be higher than 115% of Henry Hub prices plus shipping and regasification costs (Chart 2). Chart 7US LNG Vessel Cancellations Balance Global Gas Markets The spread failed to cover variable costs for most of 2020 and even moved to a premium – i.e. HH above TTF – in July. Moreover, because most contracts have a 40-day to 70-day notice period for cancellation, the supply of US LNG only reacted to the rapid drop in demand with a lag, aggravating the supply surplus and flooding European inventories. The resulting supply adjustments, combined with stronger-than-expected demand in Europe, have slowed the storage injections rates in August and pushed prices higher.4 Cancellations for September have been markedly lower, a sign of improving – though still oversupplied – fundamentals. Forward curve behavior suggests market participants expect US LNG shut-ins, combined with robust demand recovery in Asia and Europe, to move price spreads above variable costs by November this year (Chart 8). This is mostly a consequence of rising Asian LNG prices. We expect this will incentivize added exports of US LNG over the coming months which will move Henry Hub prices slightly higher over the winter. Chart 8Relative Price Spreads Cover LNG Variable Costs, But Not Total Costs In fact, some cargoes are reportedly already selling their gas in forward Asian markets and taking longer routes or reducing their travel speed to remain at sea for longer and profit from these higher deferred prices.5 Still, the increase in US prices will be limited given that relative prices need to remain wide enough to cover LNG variable costs. While global prices will move up gradually over the winter, we believe their upside is bounded by the supply surplus, especially as US exports normalize. At current storage levels, a resurgence of lockdowns in the US or Europe would have drastic consequences, sending prices back below $2/MMBtu. On the demand side, low prices will favor additional coal-to-gas switching as economies recover in 2H20 (Chart 9). Current forward TTF prices are signaling deep drawdowns in European storage this winter as demand in the region increases (Chart 10). Chart 9Cheap Gas Favors Coal-To-Gas Switching Chart 10TTF Forwards Signaling Strong Inventory Draws This Winter In Chart 11, we simulated the remaining of the filling season based on previous monthly seasonal injection rates for Europe. This suggests storage remains at risk of being maxed out by October. However, we believe – in agreement with current forward curves – that the pickup in demand from recovering economic activity, coal-to-gas switching, and lower US exports will further diminish injection rates in Aug-Sep-Oct relative to historical rates (Chart 12). This will allow inventory to reach its seasonal peak slightly below capacity-testing levels. Chart 11Euopean Storage Remains A Significant Downside Risk Chart 12Low US LNG Exports, Warmer Weather Drastically Reduced Injections In July Moreover, flows from Europe to Ukraine should continue freeing up capacity in core EU storage facilities (Chart 13).6 Chart 13Filling Ukrainian Storage Acts As A Safety Valve Chart 14Lower US Gas Supply Slows Inventory Builds In the US, the multi-year-low active gas rigs in the Appalachian basin are starting to weigh on production. Moreover, collapsing oil production in major shale-oil basins is bringing associated gas – which is now more than 16% of total gas production – down rapidly (Chart 14). This contributes to the slowdown in domestic storage injection and to the recent Henry Hub price gains. Still, at current storage levels, a resurgence of lockdowns in the US or Europe would have drastic consequences, sending prices back below $2/MMBtu (Chart 15). Consequently, we believe short-term downside risks from lockdowns are too elevated to try to profit from the limited price increase expected this winter. Chart 15Renewed Lockdowns In Europe Would Push Storage to Capacity   Rising US-Russia Competition Keeps Prices Lower For Longer Global gas markets will stay oversupplied over the medium term. This will keep relative prices between the US and Europe/Asia below LNG exports’ full-cycle costs. In 2019, a record volume of liquefaction capacity reached FID globally (Chart 16). By 2025, global LNG capacity is expected to reach ~73Bcf/d, a ~ 15Bcf/d increase from current levels. Despite the COVID-19 shock, most projects under construction in the US remain on track to be completed as previously scheduled in 2020.7 Global gas markets will stay oversupplied over the medium term. This will keep relative prices between the US and Europe/Asia below LNG exports’ full-cycle costs – i.e. below variable costs plus a fixed contracted liquefaction capacity fee estimated at ~$3/MMBtu. Chart 16Record FID Risks Keeping Markets Oversupplied Mounting competition – especially from Russia – in both Europe and Asia will hold down prices over the coming years. In Europe, the completion of the Nord Stream 2 pipeline would add 5.3Bcf/d of cheap Russian gas supply and could keep prices ~ $1/MMBtu lower than otherwise.8 These new volumes would be absorbed by higher European consumption – fueled by low prices – and lower US LNG exports – from weak relative prices. Geopolitics is a major factor driving Russian behavior and hence oversupply: The US and Russia will vie with each other for market share in Europe. As gas markets further liberalize globally, Europe will be increasingly essential for US LNG as its destination of last resort in times of low demand elsewhere. If Russia floods this market with gas, it reduces Europe’s ability to absorb US gas, which will lead to lower Henry Hub prices. It will shut in US supply in times of low demand, making investments there riskier. While US administrations of either party almost always attempt to engage Russia at the beginning of a four-year term, the US foreign policy establishment no longer believes that engagement with Russia is beneficial (Chart 17). This is apparent under the Russia-friendly Trump administration but will be especially relevant if the Democratic Party wins the White House in November. Democrats blame Russia for undermining and ultimately reversing the Obama administration’s policies by betraying the US-Russia diplomatic “reset” and interfering in the 2016 election. Chart 17Russian Geopolitical Risk Set To Increase Even If Trump Re-Elected Hence the US will continue to impose sanctions on Russia and probably on a range of companies involved in Nord Stream 2 and Turkstream. If both pipelines are completed, then Washington will ask Europe to compensate for its Russia dealings in other ways. Meanwhile Russia will use a combination of commercial and strategic measures to woo Germany and the Europeans so that they do not commit to preferential bilateral deals with the United States. Because the US and Russia are engaged in a great power struggle – rather than healthy trade competition – they will attempt to achieve their aims through means other than price and volume. Punitive measures will create volatility by occasionally removing supplies but probably cannot change the backdrop of oversupply. The gist is that US-Russia relations will remain antagonistic and Europe will benefit from the oversupply except during times of surprise sanctions and strategic blows. In China, we expect imports of US LNG to increase. However, rising Russian LNG and pipeline supplies, increasing domestic gas output, and a persistent global oversupply of gas will limit the incentives for Chinese buyers to sign long-term agreements with US exporters at a price above full-cycle costs – i.e. ~ $7/MMBtu.9 The ongoing US-China trade conflict will encourage China to use US LNG imports as a negotiating lever. This has large implications for the US gas market, as LNG capacity represents ~ 11% of its domestic supply – based on 1H20 production levels. Low demand growth for its gas in Europe or Asia will keep Henry Hub prices low to limit supply growth from shale gas and limit investment in additional liquefaction capacity. Here too geopolitics will undermine Henry Hub prices: China is strengthening economic ties with its strategic partner, Russia, and the ongoing US-China trade conflict will encourage China to use US LNG imports as a negotiating lever. A Biden administration would approach China differently from the Trump administration but it would still have to face fundamental trade tensions due to China’s mercantilism and the US attempt to contain China’s technological rise. China is crucial for global LNG demand growth, but trade tensions will reignite even under Biden and spill over into China’s demand for US commodities. China has substitutes for American LNG. If trade tensions affect China’s imports of US LNG then they will lead to lower Henry Hub prices and possibly to vessel cancellations, especially if European storage once again proves unable to absorb these exports during the injection season. The Biden administration will not ultimately be China-friendly, looking beyond any diplomatic “reset” in its first year, and thus the risk of China diversifying away from US LNG is real. Global natgas prices are moving up, ahead of this winter, but gains will be limited by the persistent oversupply. There are currently more than 6Bcf/d of approved, not yet FID, projects in the US. We do not expect much of this capacity to move forward until LNG economics turn favorable and buyers’ willingness to sign long-term contracts comes back. Large projects expected to start closer to 2025 – e.g. Shell’s LNG Canada and Total’s Mozambique LNG – could be delayed to the second half of the decade. On the demand side, persistent low prices will reinforce two ongoing trends. First, this will favor additional coal-to-gas switching in most regions, helping demand to catch up to supply by 2024 and eventually forcing European and Asian prices significantly higher in anticipation of tighter fundamentals. Second, low spot LNG prices in Asia and the availability of flexible supply will accelerate the shift to a merchant/trading market.10 The movement toward shorter and non-indexed-oil contracts continued in 2019, with spot and short term contracts reaching 34% of total LNG flows in 2019, up 32% vs. 2018 (Chart 18). The COVID-19 shock augmented the incentive to switch to non-oil-indexed contracts given the steep discount it created in LNG spot market prices versus oil-indexed contracts. Based on our Brent price forecasts, we expect this divergence to persist in 2021 (Chart 19). Chart 18Shorter, Gas-On-Gas Contracts Will Increase In Asia Chart 19Spot Prices Will Decouple From Oil-Indexed Again In 2021 The convergence in regional prices that began in 2019 is disrupting the standard LNG model based on significant regional price spreads. Low and uniform prices reduce the arbitrage of moving gas overseas. Companies will need to start using sophisticated financial instruments and will increasingly resort to spot and futures markets, like in oil markets.11 Crucially, our expectation that demand will catch up to supply assumes government policies aimed at reducing carbon emissions continue being implemented in major consuming countries. Future gas consumption is a function of economic – i.e. price incentives – and policy variables. A reversal in China’s environmental policies could drastically slow gas demand growth and remains a risk to our view. At present China’s policy setting aims for growth recovery at all costs, but the driver of Xi Jinping’s green policy is the middle class demand for healthier air and environment (Chart 20). Hence the slog to diversify away from coal will resume over the medium and long run. Bottom Line: The large collapse in prices will remain bearish for US LNG over the short term as global gas markets remain firmly oversupplied and storage levels hew dangerously close to maximum capacity. Global natgas prices are moving up, ahead of this winter, but gains will be limited by the persistent oversupply. Relative prices will be capped close to variable costs. These unfavorable conditions for additional investments in LNG projects could create a supply deficit later in the decade. Chart 20China"s Green Policy Is Driven By Its Growing Middle Class   Hugo Bélanger Associate Editor Commodity & Energy Strategy HugoB@bcaresearch.com         Footnotes 1     These destination adjustments in response to price incentives are possible because of the flexibility in US long-term LNG agreements. These contracts, for the most part, have no predetermined destination clause. 2     For instance see "NWE gas storage sites could be 'almost' full by end-August: Platts Analytics" published by S&P Global Platts on May 21, 2020. 3    There exists two main types of LNG contracts in the US: (1) Tolling agreements in which the LNG exporter needs to secure the feedgas, transport the gas to the liquefaction facility, and ship it to the buyer. In this model, the LNG operator charges a fixed fee – usually in the range of $2.25 to $3.5/MMBtu, paid regardless of whether they use their contracted LNG space to liquefy the gas. The ownership of the gas remains in the hand of the offtaker. (2) Chienere-type agreements – or a hybrid merchant-tolling structure – in which the LNG operator secures the feedgas and transports it to its liquefaction facilities. It takes ownership of the gas until it is liquefied and sold to the exporter responsible for shipping the gas to the final buyer – the pricing scheme is usually ~115% of Henry Hub gas prices + a fixed liquefaction fee. In the US, the Cove Point, Freeport, Cameron, and Elba terminals mostly use the tolling model, while all of Cheniere’s installations – i.e. Sabine Pass and Corpus Christi – are operating under Cheniere-type models. In our analysis we use the Cheniere-type as it is slightly more flexible and seems more vulnerable to cargo cancellations – subject to a penalty, or fixed fee, to ensure a reliable cash flow to Cheniere. Moreover, it is difficult to estimate how much of the shipping cost are truly variable, some offtakers have long-term shipping contracts to diminish total variable costs. Please see “Steady as She Goes, Part 5 - How Global Prices Drive U.S. LNG Cargo Destinations,” published by RBN Energy on August 1, 2020 for a detailed discussion of LNG exporters’ costs. 4    Maintenance delays at Australia’s Gorgon LNG plant also contributed to the price increase, especially in Asia. Please see "Chevron says expects to restart Train 2 of Gorgon LNG plant in early September" published by reuters.com on July 28, 2020 for more details. 5    Please see "Buyers of U.S. LNG cancel September cargoes but pace slows, sources say," published by reuters.com on July 21, 2020. 6    Since May this year, the Ukrainian storage and gas pipeline managing company UkrTransGaz started offering discounts on transportation fees and other arrangements to incentivize European traders to storage gas at their facilities. Natgas stored by non-resident in customs warehouses with UkrTransGaz are more than four times higher than last year. Please see “European gas storage: backhaul helps open the Ukrainian safety valve,” published by Oxford Institute For Energy Studies in May 2020. 7     A few projects reported lockdown-related delays of up to 4 months. 8    Please see "Nord Stream 2 and the battle for gas market share in Europe" published by Wood Mackenzie on July 24, 2020. 9    Please see “No Upside: The U.S. LNG Buildout Faces Price Resistance From China,” published by The Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), July 2020. 10   We highlighted in our October 4, 2018 report titled "US Set To Disrupt Global LNG Market" that the large LNG supply expansion in the US would incentivize consumers to shorten the tenor of oil-indexed contracts, replacing them with hedgeable futures-based contracts. 11    Please see “Covid-19 And The Energy Transition,” published by Oxford Institute For Energy Studies in July 2020. Investment Views and Themes Recommendations Strategic Recommendations Tactical Trades Trade Recommendation Performance In 2020 Q2 Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed in 2020 Summary of Closed Trades