LE PROSPETTIVE DI LUNGO PERIODO PER IL PETROLIO GREGGIO SONO SEMPRE PIÙ RIALZISTE
Nel 2016 l'OPEC è tornata alla sua strategia precedente, e questo ha portato a un forte calo delle scorte globali e a un rialzo dei prezzi spot. Ha anche riproposto il problema per cui la capacità produttiva inutilizzata dell'OPEC scoraggia le compagnie petrolifere globali dall'investire nella produzione futura. Questo problema è ora aggravato dalla maggiore attività di copertura dei produttori di petrolio da scisto. Di conseguenza, la produzione non OPEC esclusi gli scisti inizierà a diminuire tra circa 2-3 anni, proprio quando la produzione di petrolio da scisto comincerà ad avere difficoltà a compensare tassi di declino sempre più elevati. Riteniamo che il prossimo grande movimento del petrolio riguarderà i prezzi a più lunga scadenza, che dovranno salire per assicurare l'offerta futura.
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L'OPEC ha cambiato di nuovo strategia...
Nel 2016 abbiamo pubblicato una nota intitolata “OPEC at the crossroads” (6 giugno 2016). In quella nota descrivevamo la scelta difficile che l'OPEC doveva compiere: lasciare che il mercato seguisse il suo corso, come negli ultimi due anni, sperando che i prezzi bassi estromettessero o almeno ridimensionassero nel lungo periodo i produttori di petrolio da scisto; oppure tornare alla sua strategia precedente e cercare di bilanciare il mercato. Benché inizialmente l'OPEC sembrasse riluttante a scegliere questa seconda strada, alla fine del 2016 i suoi membri hanno cambiato idea e hanno concordato di ridurre la produzione. La nuova strategia dichiarata somigliava molto alla vecchia: l'OPEC avrebbe ridotto la produzione finché le scorte globali non fossero tornate alla normalità.
...il che ha portato a un drastico calo delle scorte...
Come abbiamo già spiegato, l'OPEC non può influenzare direttamente il prezzo del petrolio. Può solo gestire le scorte. Cosa intendiamo? I prezzi del petrolio a più lunga scadenza sono determinati dal costo marginale dell'offerta futura, ovvero: quale prezzo di lungo periodo serve per assicurare l'offerta futura? I prezzi spot possono oscillare molto attorno a questo prezzo a più lunga scadenza, a seconda del livello delle scorte1. Pertanto, lasciando diminuire le scorte, l'OPEC può portare la curva in backwardation, ed è esattamente ciò che è accaduto dopo i tagli alla produzione. Va sottolineato che, quando l'OPEC ha deciso di ridurre la produzione, il mercato era già in equilibrio e le scorte diminuivano in linea con gli andamenti stagionali. Il taglio ha portato subito il mercato in deficit. Di conseguenza, dalla metà del 2016 le scorte globali sono diminuite di oltre 300 milioni di barili in più rispetto al normale e i giorni di copertura della domanda sono tornati a livelli normali.
...portando la curva dei prezzi del greggio in backwardation e i prezzi spot nettamente al rialzo
Ciò ha determinato un rialzo di 30 USD al barile dei prezzi spot del greggio. Per comprendere appieno questo movimento dei prezzi, è importante evidenziare la forte relazione inversa tra scorte e spread temporali. La curva dei prezzi di una materia prima tende a essere in contango quando le scorte sono elevate e in backwardation2 quando sono basse (vedi Grafico 2). Il motivo è che, in un contesto di scorte basse, i consumatori di una materia prima sono disposti a pagare un premio per la consegna immediata. Per esempio, se le scorte di carburante per aerei sono basse, una compagnia aerea è disposta a pagare un premio per averlo consegnato oggi anziché tra sei mesi. Se la compagnia resta senza carburante, gli aerei restano a terra, il che costa molto più che pagare un premio per la consegna immediata. Al contrario, quando le scorte sono molto elevate, i consumatori di una materia prima non temono di restarne privi. Poiché conservare le materie prime ha un costo (stoccaggio, assicurazione) e al denaro è associato un valore temporale, i consumatori preferiscono ricevere la consegna solo quando ne hanno davvero bisogno. Di conseguenza, in un contesto simile i prezzi spot saranno inferiori ai prezzi a termine.
Il forte calo delle scorte di petrolio negli ultimi due anni ha prodotto un enorme cambiamento negli spread temporali. All'inizio del 2016 la curva del Brent era in forte contango: i prezzi del mese più vicino erano inferiori di 15 USD rispetto al prezzo a 5 anni. Oggi sono superiori di 15 USD al barile rispetto al prezzo a 5 anni (vedi Grafico 3). I prezzi a più lunga scadenza sono rimasti pressoché invariati negli ultimi due anni. Pertanto, l'intero movimento del prezzo spot è dipeso dal cambiamento della curva, determinato dal calo delle scorte. Va sottolineato che la variazione dei prezzi spot non implica che il mercato abbia in qualche modo cambiato opinione su quanto costi produrre petrolio. I prezzi a più lunga scadenza, determinati dal costo marginale dell'offerta futura, sono ancora inferiori a 60 USD al barile. Ciò significa che il mercato ritiene ancora che 55-60 USD al barile offrano ai produttori un incentivo sufficiente a effettuare gli investimenti necessari per soddisfare la domanda futura. Il rialzo dei prezzi spot è quindi dipeso semplicemente dal calo delle scorte.
BILANCIARE IL MERCATO – ALLORA E OGGI
La decisione dell'OPEC di tornare a una strategia di bilanciamento ha implicazioni enormi per scorte, prezzi, volatilità e struttura a termine. Per comprenderlo meglio, dobbiamo osservare come hanno operato storicamente i produttori OPEC e non-OPEC e come questo è cambiato con il petrolio di scisto.
In passato l'OPEC deteneva ampie quantità di capacità inutilizzata, che era in grado di rendere operativa nell'arco di pochi mesi, a volte solo di poche settimane, in caso di carenza di offerta, ad esempio durante la prima guerra del Golfo. Al contrario, i produttori non-OPEC hanno quasi sempre prodotto alla massima capacità. Le grandi compagnie petrolifere globali non hanno alcun incentivo a lasciare inutilizzata della capacità, a meno che i costi operativi superino il prezzo del petrolio (come accaduto, ad esempio, nel 2008-2009 e di nuovo nel 2014-2015). Ciò significa che nel breve-medio periodo (<5 anni) la produzione non-OPEC segue un percorso prestabilito ed è quasi del tutto anelastica al prezzo3.
L'avvento del petrolio di scisto ha cambiato un po' le cose. I produttori di petrolio di scisto producono comunque alla massima capacità, ma c'è molta più elasticità al prezzo. Tuttavia, pur potendo aumentare la produzione molto più rapidamente dei produttori convenzionali non-OPEC, ci vorrebbero comunque anni per compensare forti carenze di offerta. Inoltre, tra le variazioni del prezzo e quelle della produzione intercorre un ritardo considerevole. Ad esempio, quando la produzione di scisto statunitense ha finalmente raggiunto il picco nell'aprile 2015, i prezzi spot erano in calo da quasi un anno. E quando la produzione ha toccato il minimo nel settembre 2016, anche i prezzi si stavano riprendendo da quasi un anno.
Per questo, nella nostra precedente nota sull'argomento, abbiamo concluso che, se l'OPEC avesse continuato a lasciare che il mercato facesse il proprio corso anziché cercare di bilanciarlo, sarebbero probabilmente servite scorte permanentemente elevate come cuscinetto contro interruzioni impreviste, poiché non ci sarebbe più stata capacità inutilizzata. Scorte permanentemente elevate implicherebbero che la curva del greggio sia sempre in contango. Abbiamo inoltre sostenuto che, se l'OPEC smette di bilanciare il mercato, ciò potrebbe portare a una maggiore volatilità dei prezzi spot: in un mondo in cui l'OPEC non detiene più capacità inutilizzata, le carenze di offerta causerebbero forti riduzioni delle scorte e il mercato dovrebbe riequilibrarsi soprattutto tramite la contrazione della domanda nel breve periodo. Ciò implicherebbe variazioni molto più estreme della struttura a termine e dei prezzi.
Tuttavia, come abbiamo evidenziato sopra, dopo aver lasciato agire per un po' le forze di mercato, nel 2016 l'OPEC ha deciso di tornare alla sua strategia precedente e ha cercato di ridurre le scorte limitando l'offerta. Di conseguenza, l'OPEC ora tiene di nuovo inutilizzata una parte della capacità, anche se molto meno che in passato. Il ritorno alla strategia precedente potrebbe comportare meno volatilità dei prezzi spot in futuro, ma riporta in primo piano un vecchio problema. L'ultima volta che l'OPEC ha cercato di bilanciare il mercato, negli anni '80, si è ritrovata per oltre 15 anni con un'enorme capacità inutilizzata (vedi Grafico 5). Ciò è stato costoso per gli stessi membri dell'OPEC, ma ha anche determinato un periodo di forte sottoinvestimento da parte dei produttori non-OPEC. Di fronte a una capacità inutilizzata apparentemente illimitata, i prezzi del petrolio a lunga scadenza sono rimasti sotto i 20 USD al barile per oltre 10 anni4. Era un forte segnale di prezzo per le grandi compagnie petrolifere globali a non investire in nuova capacità. Di conseguenza, quando verso la fine degli anni '90 la capacità dell'OPEC ha iniziato a esaurirsi, il mercato petrolifero ha capito troppo tardi che sarebbero stati necessari investimenti significativi per soddisfare la domanda futura.
All'inizio degli anni 2000, i prezzi del petrolio a lunga scadenza hanno finalmente iniziato a salire, offrendo ai produttori l'incentivo economico a investire. Inizialmente i prezzi spot sono saliti più di quelli a lunga scadenza, il che indicava che il mercato riteneva che l'aumento di questi ultimi fornisse alle grandi compagnie globali un incentivo sufficiente a portare nuova offerta nel medio periodo, mentre prezzi spot più alti erano necessari per evitare che nel frattempo la domanda crescesse troppo in fretta. Così, a metà del 2004, quando il mondo ha dovuto affrontare l'interruzione di una capacità significativa in Venezuela, i prezzi a termine a 5 anni del Brent erano saliti del 70% rispetto ai livelli degli anni '90, mentre i prezzi spot erano aumentati del 130%.
Ma si è scoperto che tutti i frutti più facili da raccogliere erano già stati raccolti. I nuovi progetti comportavano costi sensibilmente più alti rispetto al passato e tempi di realizzazione molto più lunghi. Di conseguenza, i prezzi a lunga scadenza sono saliti senza sosta dal 2004 al 2008, fino a quando la crisi finanziaria globale ha fermato la crescita economica mondiale, causando un calo della domanda di petrolio. A quel punto, i prezzi del petrolio a termine a 5 anni erano aumentati di quasi sette volte5.
DI QUANTA CAPACITÀ INUTILIZZATA DISPONE ATTUALMENTE L'OPEC?
Sulla carta, l'OPEC dispone attualmente di circa 2,8 milioni di b/g di capacità inutilizzata. Ma quanta capacità inutilizzata ci sia realmente dipende da ciò che si include nel calcolo. La Libia, ad esempio, produce attualmente 0,5 milioni di b/g in meno rispetto alla propria capacità teorica, a causa del conflitto in corso tra le diverse fazioni all'interno del paese. Sebbene vi sia la possibilità che la produzione piena riprenda col tempo, questa quota non può essere considerata capacità inutilizzata, perché non può essere attivata a piacimento per compensare un calo imprevisto6. Ci sono poi altri 0,5 milioni di b/g di capacità nella zona neutrale tra Arabia Saudita e Kuwait, ferma dal 2015. Ufficialmente l'Arabia Saudita, che gestisce la produzione in questi giacimenti, ha sospeso l'attività per ragioni ambientali, ma la disputa tra i due paesi è più probabilmente di natura politica. Nel 2017 i due paesi hanno concordato di riavviare la produzione, ma da allora gli sforzi hanno subito battute d'arresto e la produzione è ancora a zero. Si può sostenere che questa capacità abbia maggiori probabilità di essere riattivata in caso di carenza globale, ma per ora è ferma. Inoltre, la produzione del Venezuela è in forte calo: negli ultimi 6 mesi è scesa in media di 0,4 mb/g su base annua (e il calo sta accelerando). A causa di questa brusca flessione della produzione venezuelana, la produzione dell'OPEC è scesa a 31,8 milioni di b/g, 0,7 mb/g al di sotto dell'attuale tetto produttivo. Ciò non incide direttamente sulla capacità inutilizzata, perché il Venezuela non ne ha mai avuta, ma gli altri membri dell'OPEC dovranno prima o poi intervenire per sostituire quei barili. Al netto di tutto, la capacità inutilizzata dell'OPEC è realisticamente più vicina a 1,5 mb/g (vedi Grafico 6).
ASSISTEREMO A UNA RIPETIZIONE DEGLI ANNI '90?
Si può sostenere che la capacità inutilizzata dell'OPEC, pari a 1,5-2,8 milioni di b/g, sia difficilmente paragonabile ai 10 milioni di b/g dei primi anni '90. Quindi, da sola, probabilmente non dissuaderebbe le grandi compagnie petrolifere globali dall'investire in capacità futura. Ma ci sono altre forze in gioco che mantengono depressi i prezzi del petrolio a lunga scadenza, il che ancora una volta frena gli investimenti delle grandi compagnie in nuova capacità di lungo periodo;
Di conseguenza, nonostante i prezzi spot siano saliti di oltre il 100% dai minimi, i prezzi a lunga scadenza restano bloccati in un intervallo ristretto di 50-60 USD/barile. Ne risulta che la pipeline di nuovi progetti convenzionali non OPEC si sta esaurendo piuttosto rapidamente. Secondo Wood Mackenzie (WoodMac), una società di consulenza di settore molto stimata, la spesa in conto capitale globale nell'upstream ha toccato il picco nel 2014, a circa 700 miliardi di USD, ed è scesa a soli 400 miliardi di USD l'anno scorso. WoodMac stima che quasi 1.000 miliardi di USD di spesa in conto capitale nell'upstream siano stati cancellati per il periodo 2015-2020. Gli effetti si faranno sentire solo tra qualche anno. Ogni nuovo progetto entrato in produzione negli ultimi anni, e tutti quelli che entreranno in produzione nei prossimi, sono stati approvati molto tempo fa, alcuni persino prima della crisi finanziaria. Eppure, nonostante l'enorme spesa in conto capitale precedente al 2015, i nuovi progetti in arrivo incidono ben poco. Nel 2017 abbiamo visto una crescita della produzione non OPEC, esclusi gli shale, di appena 0,2 mb/g (vedi Grafico 7). E non si intravede alcun miglioramento. Il 2018 e il 2019 saranno simili e, oltre, la produzione non OPEC esclusi gli shale entrerà in netto declino.
WoodMac ha riferito di recente che la spesa in conto capitale sembra aver toccato il fondo e il prossimo anno vedremo un leggero aumento. Tuttavia, non solo parte di questo aumento è dovuta all'inflazione dei costi, ma è anche interamente destinata allo shale oil. WoodMac prevede che la spesa convenzionale scenderà del 7% fino al 2020.
Nel complesso, prevediamo che l'offerta non OPEC crescerà di 0,2 mb/g quest'anno e il prossimo; dopodiché la crescita rallenterà fino a meno di 0,1 mb/g entro il 2020. Dal 2021 in poi l'offerta non OPEC inizierà a calare in modo netto (vedi Grafico 8). Un punto importante: le probabilità di una sorpresa al rialzo rispetto a questa previsione sono estremamente scarse, indipendentemente dall'andamento dei prezzi nei prossimi cinque anni, perché tutto questo è stato messo in moto molti anni fa. Praticamente nessuno dei grandi progetti approvati oggi entrerà in produzione prima del 2022. Ma se oggi non viene approvato alcun nuovo progetto, la produzione non OPEC esclusa quella da shale rischia di crollare di colpo tra cinque anni.
CON IL PETROLIO DA SHALE, CONTA DAVVERO CHE NON CI SIANO INVESTIMENTI NEI GRANDI PROGETTI CONVENZIONALI?
Nel 2004 le major petrolifere si trovavano di fronte a uno scenario in cui tutta la crescita futura della produzione doveva essere coperta dal petrolio convenzionale. Oggi esiste il petrolio da shale e siamo d'accordo sul fatto che la produzione statunitense di shale oil continuerà a crescere a ritmo sostenuto. Tuttavia, con la produzione convenzionale non OPEC in calo e l'OPEC prudente negli investimenti, l'onere di garantire la crescita dell'offerta nei prossimi cinque, se non dieci anni, ricade quasi interamente sui produttori statunitensi di shale oil.
Il fatto è che i produttori di shale hanno dimostrato una capacità sorprendente di far crescere la produzione e una resilienza ancora più sorprendente ai prezzi bassi. Al culmine, la produzione di petrolio negli Stati Uniti è cresciuta di 1,5 milioni di b/g, quasi tutti provenienti dai produttori di shale. Questa rapida crescita ha poi portato al crollo dei prezzi nel 2014, da 110 a un minimo di 30 dollari al barile. Di conseguenza, la crescita della produzione statunitense è rallentata a 1 mb/g nel 2015 ed è calata di 0,4 mb/g nel 2016. Ma con i prezzi ora oltre i 60 dollari al barile nel 2018, la produzione statunitense torna a crescere di circa 1,2 mb/g su base annua. Anche se negli ultimi mesi la crescita si è leggermente stabilizzata, riteniamo che la produzione accelererà fino a circa 1,5 mb/g per il resto dell'anno.
Il petrolio da shale statunitense può crescere in modo sostenibile al ritmo massimo di 1,5 milioni di b/g? Uno degli argomenti che sentiamo spesso è che i produttori di gas da shale hanno dimostrato chiaramente che la tecnologia permette di aumentare la produzione a piacimento. Tuttavia, shale oil e shale gas differiscono per aspetti fondamentali:
Primo, la produzione di shale oil raggiungerà il plateau molto più rapidamente di quella di shale gas: la produzione di shale gas e di shale oil è caratterizzata da tassi di declino molto elevati. Di conseguenza, più è ampia la produzione di base, più offerta incrementale serve solo per compensare i cali naturali. Questo vale sia per il gas sia per il petrolio da shale, ma il petrolio da shale ha tassi di declino molto più alti. In un recente rapporto, Goldman Sachs ha rilevato che i pozzi di shale oil mostrano tassi di declino fino al 70% nel primo anno. Gli analisti hanno confrontato i cali della produzione di base nell'Eagle Ford (prevalentemente petrolio) e nel Marcellus (prevalentemente gas), rilevando che la produzione di base di petrolio nell'Eagle Ford è diminuita del 70% dal 2015, contro appena il 40% del gas nel Marcellus. Inoltre, mentre i produttori di shale gas negli anni sono riusciti a spostare il proprio profilo di produzione verso una produzione iniziale più bassa e tassi di declino più lenti, nel petrolio abbiamo visto l'esatto opposto: la produzione iniziale media per pozzo è passata da meno di 300 b/g nel 2010 a 700 b/g nel 2017, ma le curve di produzione convergono tutte entro il terzo anno, il che implica tassi di declino molto più ripidi per i pozzi più recenti.
Alla fine del 2017 la produzione statunitense di shale oil era già a 5 milioni di b/g e a questo livello il calo annuo della produzione di base supera 1 milione di b/g. Nel 2018 sale a 1,5 milioni di b/g. Stimiamo che, con una crescita continua della produzione di 1,5 milioni di b/g all'anno, i tassi di declino raggiungeranno i 4 milioni di b/g entro il 2022. Ciò significa che, per mantenere una crescita della produzione di 1,5 milioni di b/g nel 2022, i produttori dovrebbero mettere in linea 5,5 milioni di b/g di nuova offerta in quell'anno, più dell'intera produzione attuale.
In secondo luogo, il crollo dei prezzi del gas naturale statunitense è stato dovuto principalmente alle dimensioni relativamente ridotte del mercato, più che a una crescita incessante della produzione: si può sostenere che l'emergere dello shale gas abbia avuto un impatto devastante e permanente sui prezzi del gas negli Stati Uniti. Nel 2008 i prezzi dell'Henry Hub raggiungevano i 15 USD/MMbtu. Negli ultimi due anni i prezzi del gas naturale statunitense sono stati scambiati in una fascia compresa tra 2 e 4 USD/MMbtu, nonostante inverni freddi da record. Questo potrebbe dare l'impressione che la produzione di gas naturale negli Stati Uniti, trainata dallo shale gas, sia cresciuta senza sosta negli ultimi 10 anni. In realtà, dal 2009 la produzione statunitense di gas secco è cresciuta in media solo del 3,4% annuo e non ha mai superato il 7,5% in un singolo anno. A differenza del mercato petrolifero statunitense, quello del gas naturale è un mercato nazionale relativamente isolato, con importazioni ed esportazioni molto basse. Per questo motivo, tale crescita della produzione è stata sufficiente a deprimere in modo permanente i prezzi del gas negli Stati Uniti. Al contrario, il mercato petrolifero statunitense fa parte di un mercato globale, con enormi flussi di importazione ed esportazione. La produzione statunitense di greggio rappresenta solo circa l'11% dell'offerta globale e il petrolio di scisto circa il 6%. Pertanto, se si pretende che i produttori di petrolio statunitensi soddisfino il 100% della crescita della domanda globale e compensino i cali altrove, il compito è molto più grande. Per dare un'idea, la produzione totale di greggio negli Stati Uniti dovrebbe crescere in media di oltre il 10% annuo per i prossimi cinque anni, il che significa che la produzione di petrolio di scisto dovrebbe crescere di quasi il 20% all'anno. Tenendo conto dei tassi di declino, la crescita della produzione dei nuovi pozzi dovrebbe essere vicina al 60% annuo.
Pertanto, a nostro avviso, un tasso di crescita sostenuto della produzione di 1,5 milioni di b/g è molto improbabile.
L'unica volta in cui la produzione statunitense è cresciuta così rapidamente è stato per un periodo molto breve nel 2015. È importante notare che già allora la produzione statunitense si scontrava con vincoli fisici: nonostante miliardi di dollari di investimenti in infrastrutture, la capacità di oleodotti, di stoccaggio e di sabbia per la fratturazione riusciva a stento a tenere il passo con la crescita della produzione regionale di greggio, il che ha portato ripetutamente a forti sconti sui prezzi locali del greggio e a un'enorme inflazione dei costi.
A tutto ciò si aggiunge una crescente discrepanza tra la qualità del greggio e la domanda delle raffinerie. Prima del boom del petrolio di scisto, le raffinerie statunitensi avevano investito decine di miliardi di dollari per aggiornare i propri impianti in modo da lavorare greggio pesante e acido. La produzione globale di greggio leggero e dolce era in calo e la maggior parte dei nuovi progetti in cantiere avrebbe fornito greggio pesante. Tutto il nuovo greggio proveniente dal Canada, che avrebbe dovuto salvare l'industria della raffinazione statunitense, era greggio pesante derivato dalle sabbie bituminose. Il petrolio di scisto, invece, è tipicamente estremamente leggero. In effetti, una larga quota della produzione non è nemmeno greggio, ma NGL (liquidi di gas naturale), che vengono lavorati in impianti petrolchimici anziché in raffinerie8. Nonostante il boom del petrolio di scisto, negli Stati Uniti non sono previsti grandi ampliamenti di raffinerie che aumenterebbero la domanda di greggio leggero e dolce, per non parlare di una nuova raffineria. Di fatto, l'unico modo in cui la produzione statunitense ha potuto continuare a crescere è stato revocare il divieto di esportazione del greggio, in vigore da 40 anni, cosa avvenuta nel 2015. Ma il problema si è semplicemente spostato altrove. A causa di quella legge, quando il divieto è stato revocato la capacità di esportazione era molto scarsa. Ora la capacità di esportazione si sta ampliando, ma c'è un limite alla velocità con cui ciò può avvenire. Inoltre, i produttori statunitensi si troveranno in concorrenza con quelli canadesi, che faranno sempre più affidamento sui porti statunitensi per esportare il proprio greggio.
Inoltre, praticamente tutte le nuove raffinerie costruite fuori dagli Stati Uniti sono progettate anch'esse per lavorare greggio pesante e acido. Per ora la capacità globale per il greggio leggero e dolce è sufficiente a gestire la crescita delle esportazioni statunitensi, ma se oltre il 100% della crescita della produzione globale sarà composto da greggio leggero e dolce e da NGL, a un certo punto il problema non potrà più essere risolto con le esportazioni.
Nel complesso, vi sono diversi fattori limitanti che metteranno a dura prova la crescita della produzione statunitense di greggio nei prossimi due anni circa. Non crediamo che la produzione statunitense possa crescere di 1,5 milioni di b/g, o anche di più, oltre il 2019. Tuttavia, riteniamo che sia proprio questo ciò che è attualmente incorporato nei prezzi a più lunga scadenza.
RIEPILOGO: I PROSSIMI 12-18 MESI
Dopo tre anni di scorte estremamente elevate, le scorte globali di petrolio sono ora tornate a livelli normali. Le scorte statunitensi sono calate più delle altre, con le giacenze di Cushing scese sotto i livelli del 2014 all'inizio di quest'anno. Dati i tagli dell'OPEC, ce lo aspettavamo, anche se non a un ritmo così rapido. Il motivo è che anche i tassi di declino globali sono accelerati. I produttori non OPEC esclusi quelli di scisto hanno chiaramente reagito al forte calo dei prezzi, e questa reazione è arrivata con un certo ritardo. Nel 2017 sono entrati in produzione 1,4 milioni di b/g da nuovi progetti non OPEC esclusi quelli di scisto, ma la produzione è cresciuta solo di 100 kb/g, il che implica un tasso di declino di base vicino al 3% per l'anno. Dati più recenti in tempo reale suggeriscono che i tassi di declino sono ulteriormente accelerati all'inizio del 2018. Si può sostenere che i prezzi si siano ripresi parecchio rispetto all'anno scorso, e ci sono motivi per ritenere che la tendenza al ribasso dei tassi di declino si invertirà in parte. Ciò consentirà alla produzione non OPEC esclusa quella di scisto di crescere di 0,2 mb/g nel 2018 e nel 2019. La produzione di scisto statunitense è cresciuta di 0,7 mb/g nel 2017 e ci aspettiamo che salga a 1,5 mb/g nel 2018 e nel 2019. In sintesi, prevediamo che l'offerta totale non OPEC cresca di 1,7 milioni di b/g nei prossimi 2 anni.
A questa crescita dell'offerta si contrappone una crescita della domanda di 1,5 milioni di b/g, la stessa dell'anno scorso9. Tuttavia, nel 2017 il bilancio petrolifero globale ha registrato un deficit di 0,5 milioni di b/g. Le scorte commerciali si collocano ora nella parte bassa dell'intervallo, il che significa che le scorte non possono diminuire molto di più prima che le raffinerie incontrino difficoltà. Di conseguenza, per riportare il mercato in equilibrio, l'offerta globale deve crescere di 2 milioni di b/g nel 2018. Pertanto l'OPEC dovrà aumentare la propria produzione di 0,3 mb/g quest'anno, il che significa che, anziché accumulare altra capacità inutilizzata, l'OPEC dovrà attingere a una parte della propria capacità inutilizzata (vedi Tabella 1). Riteniamo che il mercato oggi non ne sia consapevole. A nostro avviso, l'opinione prevalente sul mercato è che l'OPEC debba mantenere almeno gli attuali tagli alla produzione per il periodo 2018-2019 per evitare una nuova crescita delle scorte.
A nostro avviso il problema è aggravato dal fatto che alcuni produttori OPEC sono in netto declino. La produzione del Venezuela, ad esempio, è diminuita di 0,4 mb/g su base annua negli ultimi sei mesi, e i cali stanno accelerando e sono attualmente più vicini a 0,6 mb/g. Ciò significa che i principali produttori OPEC (Arabia Saudita, Kuwait, Qatar, EAU) dovranno rimettere in produzione una quantità sostanziale di capacità inutilizzata solo per compensare il Venezuela.
A ciò si aggiunge l'incerto quadro delle esportazioni iraniane. Martedì 8 maggio 2018 il presidente Trump ha annunciato che gli Stati Uniti si ritireranno dall'accordo sul nucleare del 2015, da lui definito «difettoso alla radice». Le sanzioni in vigore prima dell'accordo saranno reintrodotte gradualmente. Sebbene le sanzioni nei confronti delle entità che importano greggio entreranno in vigore solo il 2 novembre 2018, il Dipartimento del Tesoro ha emesso un avviso in cui consiglia a quelle entità che cercano di ottenere una deroga (prassi comune nel vecchio regime sanzionatorio) di ridurre le importazioni già ora, per dimostrare buona fede. Pertanto è probabile che le esportazioni iraniane calino immediatamente. Pur avendo lasciato aperta la porta a un nuovo accordo, il presidente Trump determinerà con questo calo delle esportazioni iraniane (e quindi della produzione) un impatto sulla produzione OPEC nei prossimi mesi. Tuttavia, l'ultima volta che gli Stati Uniti e i loro alleati imposero sanzioni sulle esportazioni iraniane, ci fu subito dopo un rilascio coordinato di petrolio dalle riserve strategiche (SPR), a cui gli Stati Uniti contribuirono in misura maggiore.
Storicamente, però, il rilascio globale dalle SPR per compensare la perdita di produzione causata dalle sanzioni all'Iran fu molto inferiore a quanto andò perso in termini di offerta. La produzione iraniana fu ridotta di 1 milione di b/g da metà 2012 fino all'inizio del 2016, con una perdita totale di oltre 1 miliardo di barili di produzione iraniana. Al contrario, fu approvata la vendita sul mercato di soli 60 milioni di barili dalle SPR, e alla fine ne fu utilizzata solo circa la metà. Si può sostenere che allora il mondo non avesse bisogno di più petrolio dalle SPR. I principali membri OPEC aumentarono la produzione quasi subito, compensando la perdita. Non è quindi chiaro quanto altro greggio sarebbe stato rilasciato, se fosse stato necessario. Soprattutto, oggi sarebbe un problema molto più grande se il mondo dovesse affidarsi alla capacità inutilizzata dell'OPEC per compensare una perdita di esportazioni iraniane della stessa entità. Riteniamo tuttavia che questa volta gli Stati Uniti sarebbero probabilmente pronti a rilasciare più greggio dalle SPR. La rapida crescita della produzione statunitense e la conseguente espansione delle scorte commerciali interne hanno ridotto drasticamente la necessità delle SPR negli ultimi due anni, il che ha portato alla decisione strategica, sotto l'amministrazione Obama, di vendere parte delle scorte detenute dal governo. L'amministrazione Trump ha proseguito questa strategia e sono già previsti altri barili in rilascio entro la fine dell'anno. Inoltre, nel 2017 l'amministrazione Trump ha proposto di vendere 270 milioni di barili nell'arco di 10 anni, senza alcun legame con la situazione iraniana. L'attuale amministrazione, quindi, non è chiaramente contraria a rilasciare le SPR se necessario. A nostro avviso, qualsiasi perdita a breve termine della produzione di greggio iraniano, dovuta alla riduzione delle importazioni da parte delle raffinerie nel mondo per ottenere le deroghe, può essere compensata, e con ogni probabilità lo sarà, con un rilascio dalle SPR statunitensi. Ciò richiede però che un nuovo accordo venga raggiunto in tempi relativamente brevi. Un ritorno alle sanzioni complete, che riducesse le esportazioni di 1 milione di b/g, non potrebbe essere coperto dal rilascio delle SPR e comporterebbe il ricorso alla capacità inutilizzata dell'OPEC, che è molto inferiore a quella del 2012.
Pertanto, dal punto di vista dei fondamentali, ci aspettiamo che le scorte rimarranno su questi livelli bassi per tutto il 2018 e il 2019. Ciò implica che il mercato rimarrà in backwardation. Riteniamo inoltre che per i prezzi a più lunga scadenza ci sia pochissimo margine di ribasso da qui. Anzi, pensiamo che la prossima mossa del petrolio sarà un rialzo dei prezzi a più lunga scadenza, come spieghiamo più in dettaglio di seguito. Con un minimo sulla parte lunga della curva e con forti time-spread, non pensiamo quindi che i prezzi spot (Brent) abbiano molto margine di ribasso da qui e il rischio è sbilanciato al rialzo.
Il principale rischio per questo scenario è la crescita economica. Si può sostenere che i dati sulla crescita statunitense siano stati nel complesso solidi negli ultimi mesi. Tuttavia, a livello globale vediamo delle crepe e anche negli Stati Uniti gli ultimi dati del PMI di Chicago non sono apparsi brillanti. Al momento ci aspettiamo una crescita economica globale del 4,1% nel 2018, rispetto al 3,8% del 2017. A causa dei venti contrari dovuti all'aumento dei prezzi del petrolio, ciò si traduce in una crescita della domanda di soli 1,5 milioni di b/g, la stessa dello scorso anno. Una variazione dell'1% della crescita economica globale equivale approssimativamente a 850 mila b/g di crescita della domanda. Pertanto, un modesto rallentamento della crescita economica si limiterebbe a spostare in avanti il momento in cui la capacità inutilizzata dell'OPEC dovrebbe tornare in produzione. A nostro avviso, per modificare in modo significativo questo scenario servirebbe uno shock economico globale più grave, simile a quello del 2008.
Il altro rischio per i prezzi deriva dal posizionamento. La posizione netta lunga speculativa combinata su Brent e WTI è vicina ai massimi storici. Sul Brent è appena al di sotto del record di gennaio. Le ragioni sono diverse. Primo, le strategie CTA di tipo trend-following hanno acquistato in un mercato in rialzo, poiché i prezzi spot del petrolio salgono da 2 anni consecutivi e i fondamentali restano estremamente solidi. Secondo, le posizioni sui future sono un gioco a somma zero. Ogni posizione corta di un produttore richiede una posizione lunga equivalente da parte di un non produttore. Con la produzione statunitense in rapida accelerazione a causa dei prezzi più alti, i produttori devono vendere a termine più produzione, ma il fatto che i produttori debbano vendere di più non significa che i consumatori vogliano comprare di più, ed è qui che entrano in gioco gli speculatori. Tuttavia, questo riguarderebbe soprattutto il WTI, mentre sul Brent vediamo una posizione netta lunga speculativa ancora più elevata. Terzo, la minaccia di nuove sanzioni sulle esportazioni iraniane ha chiaramente contribuito a spingere le posizioni speculative su questi livelli. È interessante notare che i prezzi del greggio sono scesi bruscamente in concomitanza con l'annuncio del presidente Trump che gli Stati Uniti si sarebbero ritirati dall'accordo nucleare iraniano. A nostro avviso, l'annuncio, e in particolare la nota del Dipartimento del Tesoro statunitense che invitava gli importatori a ridurre ora gli acquisti dall'Iran per ottenere in seguito delle deroghe, è stato più duro di quanto il mercato si aspettasse. Il consenso era che l'accordo sarebbe stato in qualche modo sospeso, lasciando però aperta la porta a rinegoziazioni. Ma pochissimi si aspettavano un impatto immediato sulle esportazioni. Il fatto che i prezzi siano scesi subito, nonostante un esito chiaramente rialzista, suggerisce quindi che la attuale posizione lunga sul mercato sia instabile e possa essere messa di nuovo alla prova quando verrà annunciato un rilascio dalla SPR. Qualunque ne sia la causa, una riduzione della posizione netta lunga speculativa avrebbe un impatto significativo sulla struttura a termine. Il nostro modello dei time-spread indica che circa la metà del time-spread a 1-60 mesi sul Brent è determinata dalla posizione speculativa estrema. In altre parole, con una posizione speculativa neutrale il nostro modello prevederebbe prezzi spot del Brent inferiori di circa il 10%. Riteniamo che una correzione dovuta allo smobilizzo della posizione netta lunga speculativa record offrirebbe un'ottima opportunità di ingresso, poiché dal punto di vista dei fondamentali il mercato appare solido per i prossimi 18 mesi.
RIEPILOGO: I PROSSIMI CINQUE ANNI E OLTRE
Il periodo 2020-2022 sarà caratterizzato da un calo della produzione non OPEC esclusa quella da shale e da un rallentamento della produzione statunitense di petrolio da shale. Ciò significa che l'OPEC non dovrà solo riportare in produzione tutta la propria capacità inutilizzata, ma dovrà costruire nuova capacità e farlo in fretta. Riteniamo che sarà difficile e che vi sia un rischio molto elevato che, tra qualche anno, il mercato debba di nuovo essere riequilibrato dalla distruzione della domanda, ottenuta attraverso prezzi spot più alti.
Tuttavia, riteniamo che prima che ciò accada i prezzi a più lunga scadenza dovranno iniziare a salire per innescare investimenti su larga scala nella futura produzione convenzionale non OPEC. A 55 USD/barile, questo chiaramente non sta avvenendo. Un prezzo a lunga scadenza di 55 USD/barile segnala che il mercato ritiene che i produttori di petrolio da shale garantiranno tutta la crescita produttiva futura. Come abbiamo evidenziato sopra, ciò semplicemente non è possibile. Servono grandi investimenti in progetti convenzionali e servono nuovi investimenti anche da parte dell'OPEC per il 2022 e oltre.
Pertanto, indipendentemente da dove andranno i prezzi spot nel breve termine, riteniamo che la prossima grande mossa debba riguardare i prezzi a più lunga scadenza. Pensiamo che serva un aumento dei prezzi di almeno il 35% per ottenere investimenti sufficienti a recuperare, col tempo, il ritardo rispetto alla domanda. E questo senza considerare l'inflazione dei costi. Più a lungo la parte lontana della curva resterà depressa, più grave sarà il problema tra qualche anno. Aspetto importante: a differenza del rialzo dei prezzi spot, che non ha avuto alcun impatto sul prezzo dell'oro, ci si può attendere che un rialzo dei prezzi del petrolio a più lunga scadenza spinga l'oro nettamente al rialzo. Lo approfondiremo in un prossimo rapporto nelle prossime settimane.
1. Si parla di backwardation quando il mercato vede lo spot e i future a breve scadenza scambiare al di sopra dei future a più lunga scadenza. La struttura a termine ha quindi pendenza negativa. Una struttura a termine con pendenza positiva è detta contango. A volte una parte della curva è in contango e un'altra in backwardation. In un contesto di scorte basse, il mercato tende a essere in backwardation, e viceversa.
2. Il contango descrive una curva dei prezzi delle materie prime in cui i prezzi spot e i future a scadenza ravvicinata sono inferiori ai future a scadenza più lunga. Il contrario si chiama backwardation, dove i prezzi spot e i future a scadenza ravvicinata sono superiori ai future a scadenza più lunga. L'Exhibit 4 mostra una struttura a termine in contango (curva nera) e una in backwardation (curva dorata).
3. Finché i prezzi restano al di sopra dei costi operativi. Non c'è elasticità al prezzo verso l'alto. La produzione reagisce solo a cali di prezzo estremi.
4. In media, dal 1992 al 2000 sia i prezzi spot sia i prezzi forward a 5 anni sono stati scambiati intorno a 17 USD/barile. Alla fine del 1998 i prezzi del greggio Brent hanno toccato il fondo. I prezzi spot erano a 10 USD/barile e i prezzi forward a 5 anni a 15 USD/barile.
6. È importante notare che, come abbiamo già mostrato, questo forte rialzo dei prezzi dell'energia a lungo termine è stato il principale motore del rally del prezzo dell'oro in quel periodo.
7. C'è un rischio altrettanto elevato che la produzione libica crolli di nuovo se i conflitti dovessero riaccendersi.
8. Anche se per ragioni storiche gli NGL sono conteggiati come petrolio greggio nei bilanci del greggio (perché gli impianti petrolchimici passavano dai prodotti petroliferi agli NGL come materia prima), al momento gli NGL non possono essere trasformati in benzina e diesel, ma solo in plastica. Sebbene sia tecnicamente possibile trasformare quasi qualsiasi fonte di idrocarburi in carburante per i trasporti (ad esempio con gli impianti gas-to-liquids), non è solo tecnicamente impegnativo: tutti i tentativi finora si sono rivelati estremamente costosi. Per quanto ne sappiamo, non è in preparazione alcun progetto di dimensioni commerciali pensato per usare gli NGL come materia prima per la produzione di carburanti per i trasporti.
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