Oil market, un anno dopo il crollo: un nuovo punto di
equilibrio?
di Lisa Orlandi e Filippo Clô - Rie
Ad un anno dall’inatteso crollo delle quotazioni, il mercato
petrolifero sembra aver guadagnato una relativa stabilità che
parrebbe configurare un nuovo “punto di equilibrio”. Difficile,
comunque, a ritenersi tale, alla luce delle numerose opposte
pressioni cui è soggetto. Dopo una fase ascendente dei prezzi
che perdurava dal 1999 – a parte il momentaneo crollo successivo
alla grande crisi del 2008 – un loro relativo ridimensionamento
era preconizzabile, dato il robusto ciclo degli investimenti del
decennio scorso (4.000 miliardi di dollari nel solo upstream).
Di certo, non poteva prevedersi che avvenisse con l’intensità
osservata, anche in considerazione del sommarsi di tensioni
geopolitiche internazionali come mai accaduto in passato e
dell’ammanco di produzione che ne derivava.
A motivare il
crollo dei prezzi hanno concorso due fattori: la robustezza della
shale revolution americana ed il cambio di strategia dell’Arabia
Saudita, e forzatamente dell’intera Opec, non più disponibile
a sobbarcarsi l’onere di un sostegno dei prezzi di cui si
avvantaggiavano i concorrenti. Di fronte alla decisione di lasciare
al libero mercato la fissazione dei prezzi, i fondamentali reali –
prima oscurati dalla restrizione dell’offerta – hanno segnato il
corso degli eventi.
Anche la finanza vi ha contribuito – come è
inevitabile accada in un mercato ampiamente cartaceo – ma non
al servizio di complotti internazionali come qualcuno è arrivato
a sostenere. Per meglio comprendere il corso degli avvenimenti
e le future possibili dinamiche è opportuno ripercorrere quanto
accaduto nell’ultimo anno lungo tre distinte fasi.
La prima, la
più estesa, abbraccia il periodo luglio - dicembre 2014. Dopo
un triennio in cui a dominare lo scacchiere internazionale sono
state le molteplici tensioni geopolitiche in diverse aree chiave
di produzione e l’inevitabile speculazione sulle loro possibili
implicazioni, i fondamentali reali tornano ad essere protagonisti,
evidenziando appieno le loro intrinseche debolezze. A fronte di
una dinamica della domanda mondiale continuamente inferiore
alle previsioni – quel che solleva delicati interrogativi non
tanto sulle modalità con cui sono elaborate quanto sugli effetti
distorsivi del mercato che finiscono per provocare – il mercato
palesa una sempre più evidente condizione di oversupply.
Originata, da un lato, dall’esponenziale ed inattesa crescita
della produzione unconventional degli Stati Uniti e, dall’altro,
dal sostenuto contributo dell’OPEC (sempre superiore al tetto
concordato a fine 2011 di 30 mil. bbl./g.). “The problem of oil is
that there is always too much or too little”, affermava Frankel nel
suo insuperato testo del 1946. Esattamente quanto osservato
dall’inizio del Millennio: con la scarsità d’offerta che ha causato
un balzo di sette volte dei prezzi tra 2000 e 2008 e, per converso,
con l’attuale eccesso d’offerta che li ha più che dimezzati nell’arco
di un anno Tra metà giugno e fine dicembre 2014, il prezzo del
Brent innesca una continua e sostenuta discesa, da 115,0 a
55,0 doll./bbl, che accelera dopo lo storico meeting OPEC del 27
novembre 2014 in cui viene ufficializzata la decisione dell’Arabia
Saudita di abbandonare il tradizionale ruolo di swing producer
e di passare dalla difesa dei prezzi alla difesa della quota di
mercato. In altri termini: vendere qualsiasi quantità a qualsiasi
prezzo il mercato le avesse richiesto.
Nel solo mese di dicembre le quotazioni perdono oltre 15
doll./bbl: prefigurando un ulteriore inarrestabile crollo. In
questa prima fase, due sono gli interrogativi che emergono
dalla gran massa di analisi, previsioni, stime avanzate da
banche d’affari, centri di ricerca, imprese. Da un lato, quale
potesse essere il possibile “punto di caduta” dei prezzi: se
ancorato ai costi marginali della shale production americana,
con stime sino a 25 doll/bbl, o ai più elevati fiscal breakeven
dei paesi produttori. Dall’altro lato, la capacità di tenuta
dell’industria shale: figlia di prezzi a tre cifre, fortemente
indebitata, caratterizzata da elevati tassi di declino, obbligata
ad un continuo flusso di investimenti per non veder interrotta
la produzione.
In un proliferare di scenari e previsioni, due
le convinzioni che parevano più condivise. In primo luogo, il
fatto che si fosse avviato un ciclo ribassista dei prezzi che,
nel parere o nei desiderata dei più, si sarebbe comunque
esaurito nell’arco di 12-24 mesi, con prezzi che sarebbero
risaliti a livelli comunque non superiori ai precedenti 100 doll/
bbl. In secondo luogo, il convincimento che la produzione non
convenzionale americana avrebbe conosciuto un inevitabile
drastico rallentamento se non un definitivo affossamento.
Mentre la prima previsione può ritenersi tuttora valida, la
seconda si è dimostrata – almeno ad oggi – del tutto errata.
A dimostrazione di come la realtà produttiva, organizzativa,
tecnologica e soprattutto il modello di business dei shale
producers continui ad essere ignoto, così da non poterne
preconizzare la capacità e le strategie di risposta alla caduta
dei prezzi.
Le dinamiche dei primi quattro mesi del 2015 – ed è la seconda
fase – evidenziano appieno la discontinuità sul passato sia
in termini di andamento dei prezzi che delle determinanti
che ne stanno alla base.
Dopo aver toccato a metà gennaio
quello che – almeno sinora – è il punto di massima caduta,
con minimo giornaliero di 46 doll./bbl, si avvia una fase di
tendenziale rialzo con prezzi che prendono ad oscillare da
metà febbraio a metà aprile nella banda 55-60 doll/bb. Un
rialzo non sostenuto, tuttavia, da una significativa alterazione
dei fondamentali reali: con una domanda in crescita, ma
meno di quanto atteso, ed un’offerta che cresce ancor di
più: così consolidandosi l’oversupply da cui la crisi originò.
Ciononostante, si rafforza il convincimento di un inevitabile
‘imminente’ rallentamento della produzione statunitense:
per il progressivo calo dei rig2 attivi e per i robusti tagli degli
investimenti (20%-25%) annunciati dalle oil companies. Da
qui, l’aspettativa di un maggior bilanciamento del mercato nella
seconda parte dell'anno ed il consistente riposizionamento
dei portafogli degli operatori finanziari: dopo l’ondata di
vendite che aveva segnato il secondo semestre 2014, si
registra infatti una netta inversione, indicativa di un ritrovato
mood ottimista, non supportato comunque dalla realtà di un
mercato fisico che resta sostanzialmente debole. In sintesi,
questa fase è segnata da un evidente scollamento tra effettivo
stato dei fondamentali reali del mercato ed aspettative sulla
loro evoluzione, tale da determinare una significativa attività
sui mercati dei futures.
La terza fase, ancora in corso, segna il passaggio da un mood
ottimista a sentimenti di maggior cautela e attesa. Dopo aver
raggiunto a metà maggio il massimo dell’anno a circa 67 doll./
bbl, si assiste ad un ripiegamento delle quotazioni che, per tutto
il mese di giugno, mostrano oscillazioni contenute attorno alla
soglia dei 60 doll./bbl, mentre perdono oltre 6 dollari ad inizio
luglio, scendendo a quota 55 il 7 del mese. Dati alla mano, le
aspettative di ridimensionamento dell’oversupply nel secondo
semestre 2015 – che avevano guidato la fase di rialzi nella
prima parte dell’anno – prendono a vacillare, con conseguente
ridimensionamento delle posizioni finanziarie.
La domanda
non tiene il passo di un’offerta che, contrariamente a quanto
atteso, non mostra segni di cedimento. Di particolare interesse
la tenuta di quella americana, con i rig attivi che a fine giugno
risultano in aumento dopo 29 settimane consecutive di calo:
a indicare che i prezzi attuali non rappresentano un solido
deterrente alla continuità dell’attività esplorativa ed estrattiva.
Non si ravvisano segnali di frenata nemmeno da parte degli
altri grandi produttori. L’OPEC, nel meeting di giugno, ha
confermato le decisioni di fine novembre, continuando a
produrre ben al di sopra del tetto ufficiale, mentre la Russia ha
retto sinora bene al calo dei prezzi ed al peso delle sanzioni,
con una produzione che ha toccato nuovi massimi prossimi
a 11,0 mil. bbl./g. Nella sostanza, la lettura dello stato dei
fondamentali reali denota condizioni di debolezza tali da non
supportare rialzi sostenuti e prolungati dei prezzi. Da qui, un
generale atteggiamento di cautela e di wait and see rispetto
ai nuovi scenari macroeconomici e geopolitici che vanno
delineandosi.
Shale oil: tra resilienza e futuro incerto
Una delle poche certezze di questo primo anno di bassi prezzi
del petrolio è che la tanto paventata implosione dell’industria
shale americana non è avvenuta. Al contrario, buona parte
dei circa 13.000 produttori indipendenti che vi operano ha
mostrato una sorprendente capacità di resilienza ascrivibile al
combinarsi di diversi fattori. In particolare, l’industria ha saputo
mettere in atto sensibili miglioramenti di efficienza, abbattendo
i costi operativi e aumentando la produttività dei pozzi ed i tassi
di recupero. Un risultato conseguito grazie alla loro struttura
snella che consente una rapidità decisionale del tutto estranea
alla grande industria. Le compagnie hanno saputo rispondere
al crollo dei prezzi focalizzandosi sui campi più prolifici e
continuando ad affinare le operazioni attraverso processi
di “learning by doing”.
Il tempo necessario alla perforazione
di un pozzo è mediamente sceso da 35 a 17 giorni, mentre
l’ammontare di greggio prodotto per dollaro investito è previsto
crescere del 65% nel corso dell’anno. Secondo alcuni dei
principali produttori, i miglioramenti di efficienza conseguiti
sono stati tali da consentire loro a 65 dollari gli stessi ritorni
che si avevano a 90. La grande rapidità decisionale degli
shale producers americani in risposta alle variazioni dei prezzi
– con riduzioni della produzione a fronte di un loro calo ed
aumenti in caso opposto – porta a prefigurare un loro ruolo
di swing producer del mercato al posto di quello sinora svolto
dall’Arabia Saudita. Se così fosse – e la relativa stabilità dei
prezzi sembrerebbe confermarlo – Riad avrebbe conseguito
uno degli obiettivi che auspicava raggiungere con la modifica
della sua strategia.
A dar man forte alla tenuta degli indipendenti americani è anche
l’accesso al credito ed al mercato dei capitali di cui hanno
continuato a godere perfino le imprese maggiormente indebitate.
Se da un lato il rischio di affossamento dell’industria può quindi
dirsi scongiurato, dall’altro risulta difficile immaginare che una
frenata della produzione non abbia in futuro a verificarsi. Il taglio
degli investimenti e la consistente riduzione dei rig a partire
dallo scorso ottobre – a prescindere dall’ultimo dato positivo
– si tradurrà in un calo della produzione, che l’EIA stima già a
partire da giugno, seppur graduale e non traumatico. Al contempo, l’accesso ai capitali si va facendo comunque più
difficoltoso. I programmi di hedging per il 2016 sono inferiori a
quelli dell’anno in corso e diverse compagnie trovano sempre
più arduo reperire capitali attraverso la vendita di azioni.
Anche l’accesso al credito potrebbe chiudersi a breve: il 1°
ottobre è attesa infatti una nuova valutazione da parte delle
banche del valore delle riserve oil&gas di molte compagnie,
valutazione che sancirà i limiti dei prestiti che queste ultime
potranno ottenere.
Quali attese per il breve termine?
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