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Mercoledì, 04 Dicembre 2019

L’evoluzione delle politiche OPEC sul controllo dei prezzi

La riunione dell’OPEC+ fissata a dicembre si avvicina aumentando l’attesa degli analisti e le aspettative circa i tagli alla produzione. In queste settimane è emersa una visione di consenso secondo cui l’OPEC e i suoi alleati dovrebbero ridurre la loro produzione in modo più netto, per sostenere i prezzi sopra i 60 $/b. La debole domanda e le tensioni commerciali US-Cina, unite all’aumento di produzione non OPEC, hanno portato all’attuale surplus e alla pressione al ribasso sul prezzo oil. Oggi il mercato si chiede se il ruolo dell’OPEC sta cambiando e quale sarà la sua prossima strategia.

Il ruolo di quest’organizzazione internazionale ha subìto una profonda evoluzione dall’inizio del Millennio a oggi. L’Opec prima e l’OPEC Plus dopo, sono nati come reazione alla crescita non prevista e non controllabile della produzione non convenzionale degli Stati Uniti. Tale variabile ha sovvertito gli equilibri del mercato petrolifero mondiale, e l’Arabia Saudita da sola non era in grado di far fronte in modo efficace a questa situazione. La nuova Organizzazione iniziò quindi a stabilizzare le quotazioni internazionali.

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Nei primi anni Duemila, nessuno metteva in discussione il ruolo che l’OPEC svolgeva come balacer del mercato petrolifero: tra il 2000 e il 2005, ad esempio, aveva definito una banda di oscillazione “ottimale” dei prezzi del greggio di 22-28 $/b che veniva strenuamente difesa modulando l’offerta.

Dal 2006 con il boom della crescita cinese il cartello ha continuato a bilanciare l’offerta modificando di continuo il suo tetto produttivo e di conseguenza le quote dei singoli stati membri. Lo stesso comportamento fu adottato post fallimento Lehman Brothers e avvio della recessione globale, durante il quale grazie ad un taglio di 4,2 milioni di b/g riuscirono a sostenere i prezzi. Il tetto produttivo di 24,9 milioni b/g che venne definito fu mantenuto fino al dicembre 2011, quando il suo perdurante sforamento portò alla definizione di una nuova quota collettiva di 30 milioni b/g: non una decisione di aumento dell’offerta quindi, ma una mera ufficializzazione dello stato dell’arte.

Solo nel 2014 con prezzi attorno ai 100 $/b, l’OPEC riprese ad assumere posizioni forti per combattere la shale revolution che aveva creato in poco tempo un eccesso di offerta a cui il mercato non era preparato. Rispetto ai classici investimenti petroliferi con un time to market vicino ai 10 anni, lo shale oil consentiva, in massimo 6 mesi, di aumentare rapidamente la produzione quando i prezzi salivano e di ridurla altrettanto velocemente quando scendevano, di fatto sottraendo all’Opec il suo storico ruolo di produttore residuale. Il 27 novembre del 2014, l’Opec di Ali al- Naimi annunciò l’avvio di una strategia di difesa delle quote di mercato, lasciando che fosse il libero gioco di domanda e offerta a determinare l’andamento dei prezzi. Una decisione che contribuì ad accelerare il crollo delle quotazioni avviatosi in estate e che si protrasse per i successivi due anni, fino al minimo giornaliero di 26 $/b.

Nel gennaio 2016 il basso livello dei prezzi aveva determinato un importante taglio degli investimenti upstream su scala mondiale e una frenata della produzione non-Opec, specie di shale oil, caratterizzata da costi di estrazione più elevati, rispetto a quelli dei giacimenti convenzionali del Medio Oriente. Tuttavia i significativi miglioramenti di efficienza estrattiva conseguiti dall’industria dello shale oil, riuscirono a contenere il calo produttivo di questa ti-pologia di offerta consolidando al contempo le sue già note caratteristiche di elasticità ai prezzi. Con un prezzo nella fascia 40-50 $/b, come quello che si riscontra nella seconda metà del 2016, la produzione americana era già redditiva.

Nel 2017 Khaled al-Faleh, nuovo ministro dell’Energia saudita, inizia un serio e costruttivo dialogo con alcuni paesi produttori esterni all’Organizzazione, con l’obiettivo di stabilizzare il mercato e ripristinare un duraturo stato di equilibrio. Khaled al-Faleh riuscì a riunire al vertice OPEC altri 11 produttori esterni (Azerbaijan, Bahrain, Brunei, Guinea Equatoriale, Kazakhstan, Malesia, Messico, Oman, Russia, Sudan e Sud Sudan) che si impegnano a ridurre la produzione per 6 mesi di 0,6 milioni b/g, insieme agli 1,2 mil b/g OPEC.

Nel 2018 la crescita della produzione americana, guidata dallo shale oil, ha superato quella della domanda mondiale e la susseguente caduta dei prezzi non ha tuttavia portato agli effetti sperati: la produzione americana, seppur sofferente, ha mostrato un’evidente resilienza.

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Nel 2019 viene stilata la Carta di Cooperazione che dettaglia le regole d’azione del nuovo dell’OPEC Plus e avvia un nuovo taglio produttivo. In questo contesto di rallentamento della domanda l’OPEC allargato non ha giocato un ruolo chiave nel rialzo dei prezzi, bensì ha posto un cap ai prezzi, collocabile attorno ai 75 $/b, e fornito un floor minimo sostenibile per il cartello attorno ai 60 $/b.

La decisione di taglio apportata nell’anno in corso e che potrebbe essere protratta, non è riuscita a fermare la produzione americana, che segna sempre nuovi record produttivi. Gli analisti provano a stimare la traiettoria che prenderà lo shale oil, ma ad oggi ci sono incognite troppo grandi circa i prezzi delle commodities, le stime delle risorse presenti nel sottosuolo, gli sviluppi tecnologici, le condizioni di accesso al capitale e alle infrastrutture di trasporto. Al momento la strategia OPEC potrebbe essere quella di resistere nella convinzione che lo shale oil sia temporaneo e destinato a raggiungere nei prossimi anni il picco produttivo. L’Arabia Saudita ha annunciato che l’OPEC potrà sopportare tagli ancora per due/quattro anni. Ma se il picco produttivo fosse più lontano? Nei prossimi approfondimenti la possibile strategia attuabile per abbattere lo shale oil.

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