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Il pessimismo sui prezzi del petrolio potrebbe offrire opportunità

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Seppure ancora volatili, i prezzi del petrolio sono andati risalendo nelle ultime settimane, dopo aver toccato i minimi dalla crisi finanziaria globale del 2008-2009. Fred Fromm, Vice President & Portfolio Manager, Franklin Equity Group, espone le sue riflessioni su un importante convegno di ricerca al quale ha partecipato recentemente, e che ha riunito società e investitori del settore. Illustra come vede la situazione sul fronte della domanda/offerta nei mercati petroliferi globali, dove ravvisa potenziali opportunità e spiega i motivi per cui ritiene che la prevalenza del pessimismo degli investitori potrebbe star gettando i semi di una graduale ripresa.

Fred Fromm
Fred Fromm

Fred Fromm
Vice President, Research Analyst
Portfolio Manager
Franklin Equity Group

Nel primo trimestre, sono emersi segnali di ottimismo dopo che i prezzi del petrolio erano scesi quasi ai minimi degli ultimi 13 anni. I due maggiori problemi dell’industria petrolifera – eccesso di offerta e timori di indebolimento della domanda – permangono tuttora, ma la domanda sembra relativamente robusta e i produttori statunitensi di petrolio di scisto e altri idrocarburi hanno notevolmente ridotto le spese in conto capitale. Al contempo, secondo la maggioranza delle stime la produzione globale è destinata a diminuire nella parte restante del 2016.

A marzo, i prezzi a pronti del greggio statunitense di riferimento, West Texas Intermediate (WTI), hanno messo a segno il maggiore aumento mensile da quasi un anno, riportando un modesto apprezzamento del 3,5% per il primo trimestre (salendo a 38,32 dollari statunitensi al barile), anche se da metà gennaio le scorte si sono costantemente accumulate e i principali paesi produttori di petrolio devono ancora formalizzare un piano di mantenimento o riduzione della produzione[1]. I prezzi internazionali, valutati in base ai futures sul greggio Brent con base UK, hanno espresso un premio di rischio geopolitico più elevato rispetto al WTI e nel primo trimestre sono saliti del 6,2%, attestandosi poco al di sotto di 40 dollari al barile[2]. L’ipotesi di una riduzione o stabilizzazione dei livelli di produzione da parte dell’Organizzazione dei paesi esportatori di petrolio (OPEC) per sostenere i prezzi è stata una delle ragioni fondamentali dell’eccezionale rialzo del petrolio, insieme alle continue riduzioni delle spese dei produttori, i cali della produzione statunitense (in combinazione con previsioni di ulteriori cali nel 2016), minori accumuli di scorte e un aumento significativo della domanda statunitense di benzina (salita più del 6% da marzo 2015)[3]. Queste forze hanno contribuito a risollevare i prezzi del greggio statunitense del 46% dal minimo di 26,21 dollari statunitensi al barile toccato l’11 febbraio[4]. Il rimbalzo marcato, così come il crollo che l’aveva preceduto, ha innervosito alcuni operatori e analisti, i quali hanno affermato che tale andamento era dettato più dalle previsioni di miglioramento che da un effettivo cambiamento dei fondamentali di domanda e offerta sottostanti. Questa prospettiva è in parte scaturita dalla riunione tenutasi a Doha, in Qatar, il 17 aprile tra Arabia Saudita, maggiore produttore OPEC e i produttori non OPEC, guidati dalla Russia, nel corso della quale i produttori che rappresentano circa il 50% della produzione petrolifera mondiale hanno discusso un accordo di “congelamento” della produzione mirato ad accelerare una ripresa dei prezzi del petrolio. La riunione si è tuttavia conclusa con pochi progressi, come molti avevano previsto, lasciando al mercato l’onere di ritrovare da sé un equilibrio, processo che sembra ampiamente in corso.

Nel complesso, la crescita della domanda globale di greggio è rallentata su base trimestrale, mentre l’offerta mondiale è diminuita dall’inizio dell’anno a tutto febbraio[5]. La produzione petrolifera statunitense totale è tendenzialmente diminuita a fronte delle continue riduzioni di impianti di estrazione, assestandosi a fine marzo a 9,04 milioni di barili al giorno (mb/d); rispetto a un anno prima, la produzione è pertanto scesa di 384.000 barili al giorno[6]. Nonostante la produzione ridotta, a fine marzo le scorte petrolifere statunitensi complessive hanno raggiunto un nuovo massimo storico di 534,8 milioni di barili (aumento del 13,4% su base annua), sebbene il calo del ritmo delle importazioni abbia determinato un rallentamento dell’accumulo di scorte[7]. Tre mesi dopo la revoca da parte degli Stati Uniti di un blocco delle esportazioni petrolifere durato quaranta anni, un volume crescente di greggio americano ha raggiunto praticamente ogni angolo del pianeta, inclusi Francia, Germania, Paesi Bassi, Israele, Cina e Panama, il che potrebbe allievare le pressioni sulla capacità di stoccaggio nazionale[8].

Nel primo trimestre, i prezzi del petrolio hanno ricevuto un ulteriore supporto da impreviste interruzioni della produzione in paesi come Nigeria, Iraq (Kurdistan) ed Emirati Arabi Uniti, da coperture di posizioni corte e momentum operativo tecnico, nonché dalle previsioni di un rafforzamento della domanda stagionale di benzina destinato a sua volta a migliorare le prospettive della domanda di petrolio. Al momento, le previsioni per il 2016 rispecchiano i potenziali livelli record della domanda di benzina negli Stati Uniti[9]. L’offerta globale di petrolio è sembrata anch’essa inferiore al previsto. Secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE), lo scorso anno il conteggio dei barili di petrolio “dispersi” è salito ai massimi degli ultimi 17 anni, implicando potenzialmente una domanda più forte di quella stimata, un’offerta più debole, oppure una combinazione di questi due fattori. Ciò sottolinea come controllare il percorso del petrolio sia una scienza imperfetta e quanto possa contare la discrepanza in un momento in cui l’industria petrolifera è dominata dal problema dell’eccesso di offerta. Lo scorso anno, circa 800.000 barili al giorno dell’eccesso di offerta stimato non sono stati contabilizzati nei dati delle scorte[10].

A marzo, i membri del team di ricerca Natural Resources di Franklin Equity Group, insieme a professionisti degli investimenti specializzati in energia e risorse naturali di Franklin Templeton Fixed Income Group, Templeton Equity Group, Templeton Emerging Markets Group e altri, hanno partecipato a uno dei più importanti convegni di ricerca del settore dell’energia. Abbiamo avuto l’opportunità di sentire CEO e rappresentanti dei vertici aziendali delle società energetiche di tutto il mondo. La partecipazione a eventi di questo tipo è una componente importante per promuovere le iniziative di collaborazione dei nostri team di ricerca globali. Abbiamo raccolto nuove informazioni su come le società stessero facendo fronte a un contesto di prezzi più bassi, quali sfide debbano affrontare e quali potenziali opportunità si profilino. Un’importante conclusione alla quale siamo arrivati è che la resilienza della produzione statunitense è stata in parte dovuta allo spostamento verso i mercati ad alta efficienza dei giacimenti/impianti di estrazione a sfavore di quelli poco efficienti (ossia dal bacino di petrolio di scisto di Bakken al Permiano) e dalla focalizzazione sulle possibilità di sviluppo con il massimo potenziale di rendimento economico all’interno di ogni bacino. Questa dinamica ha dato l’impressione che la produzione non stesse rispondendo a un calo del numero di impianti di estrazione. Ulteriori incrementi di efficienza in uno scenario di ripresa dei prezzi saranno probabilmente compensati da un’inversione di questa tendenza a mano a mano che i produttori lasciano i “core of the core” e passano a bacini più costosi.

A questo punto, supponiamo che vi siano probabilmente pochi spazi per ulteriori incrementi di efficienza in termini di tempi di perforazione e risparmi di costi, sebbene esista ancora uno spazio per il miglioramento a livello di produzione per pozzo o tasso di recupero (aumento della quantità di petrolio recuperato da ogni pozzo in rapporto all’incremento della velocità di estrazione e al calo del costo). Al contempo, a nostro giudizio la domanda di benzina sembra mantenersi forte e quella di distillati appare costante, mentre i margini sono migliorati rispetto ai minimi registrati all’inizio dell’anno. Le informazioni ricavate dalla collaborazione con altri nel settore, oltre alle nostre ricerche interne, hanno messo in luce qualche altro tema principale che stiamo tenendo sotto controllo.

Tema principale: produzione di Iran/Iraq

Oltre a Iran e Iraq, esistono attualmente poche fonti di offerta incrementale potenzialmente in grado di arrivare improvvisamente sul mercato a breve termine, a eccezione di un possibile aumento dei volumi dalla Libia. La maggiore produzione da uno di questi due paesi potrebbe prolungare la flessione del settore energetico. Si ritiene che l’Iraq sia “in ginocchio” a causa di minori livelli di cash flow/investimenti e della necessità di un impianto a iniezione idraulica per aumentare la produzione in misura significativa, mentre l’Iran avrà bisogno di investimenti e tempi ragguardevoli per raggiungere i suoi obiettivi. L’Iran potrebbe essere interessante per le cosiddette “major” – ossia le maggiori società energetiche mondiali, integrate e diversificate – qualora le condizioni contrattuali fossero migliori di quelle in Iraq, ma non riteniamo che ciò sia probabile. La maggior parte degli analisti ritiene che il paese possa incrementare la produzione di circa 500.000 barili al giorno, prima che siano necessari investimenti significativi, il che rappresenta un livello inferiore alle previsioni attuali e all’obiettivo del paese di accrescere la produzione di 1 milione di barili al giorno.

Tema principale: bilanci forti

A nostro avviso, le maggiori società petrolifere integrate sembrano essere in una posizione relativamente forte, grazie alla flessibilità di bilancio e alla loro potenziale capacità di mantenere o accrescere la produzione a fronte di significative riduzioni delle spese in conto capitale, a mano a mano che i progetti di ciclo lungo continuano a farsi strada. Le major petrolifere sono inoltre in una posizione ideale per acquisire asset penalizzati dalla flessione e aumentare gli investimenti in progetti di ciclo corto in un contesto di ripresa.

Tema principale: tagli di costi e spese in esplorazione e produzione (E&P)

Le società di servizi per giacimenti petroliferi si sono concentrate sulle riduzioni di capacità, mantenendo al contempo la possibilità di rispondere a potenziali cambiamenti della domanda. Alla luce delle previsioni di scarsa ripresa fino al 2017, intravediamo alcuni segnali iniziali che indicano la possibilità di un certo miglioramento della domanda.

Le maggiori spese E&P hanno rappresentato una notevole preoccupazione per gli investitori che generalmente non credono che le società mantengano una disciplina, anche laddove sostengano un impegno alla razionalità. Riteniamo che il calo dell’attività, quando i prezzi del petrolio sono scesi sotto i 30 dollari USA al barile, determinerà verosimilmente ricavi da estrazione minori del previsto nel primo trimestre, con un probabile impatto negativo sui margini. A giudizio di alcuni management team, la flessione dei titoli dell’industria petrolifera è stata dettata emotivamente dalla volatilità dei prezzi delle materie prime, anziché dai fondamentali societari, predisponendo il settore dell’energia per una forte ripresa nell’ultimo paio di settimane.

La maggior parte dei management team da noi incontrati ha indicato che per poter incrementare le spese/i budget, il range dei prezzi del petrolio deve necessariamente raggiungere i 50–60 dollari statunitensi al barile. In alcuni bacini, come per esempio quello di Permiano, il costo di estrazione di un barile di petrolio è comunque inferiore alla media grazie ai maggiori flussi petroliferi iniziali e ai consistenti tassi di recupero previsti. Prevediamo che i prezzi debbano salire del 15%–20% oltre i 40 dollari USA al barile, prima di osservare aumenti significativi di budget e spese. In una fase di ripresa, rimettere in funzione squadre e impianti di estrazione potrebbe richiedere dai sei agli otto mesi. Questo compito è complicato dal fatto che, nel caso di alcune società di servizi per giacimenti petroliferi, il numero complessivo di occupati nel segmento E&P del settore energetico è notevolmente diminuito rispetto ai livelli di massima occupazione. Le società E&P potrebbero inizialmente concentrarsi più sul risanamento dei bilanci che sulla crescita della produzione, il che potrebbe ritardare un’eventuale intensificazione dell’attività; inoltre esse potrebbero essere riluttanti ad aumentare le spese rispetto ai livelli preventivati, in quanto la produzione di un’azienda potrebbe non rispondere interamente fino al 2017.

Per noi è difficile vedere qualche altro fattore in grado di frapporsi a costi più bassi dal momento che i frutti più a portata di mano sembrano essere già stati colti. Inoltre, i costi dei servizi potrebbero salire una volta che l’attività di perforazione cominci a riprendersi, conferendo così un potenziale impulso favorevole alle società di servizi petroliferi, ma sfavorevole a quelle di E&P. Le società di E&P riferiscono di essere piuttosto riluttanti a esercitare pressioni sulle società di servizi per ottenere prezzi contrattuali inferiori, poiché molte società di servizi operano già a livelli inferiori al punto di pareggio e i produttori desiderano garantire la disponibilità di capacità di servizi e concorrenza all’interno del settore dei servizi una volta che i fondamentali comincino a migliorare.

Tema principale: fattori favorevoli per l’offshore?

Il consenso sembra indicare che le opzioni di sviluppo in alto mare siano inferiori rispetto a quelle di sviluppo di risorse non convenzionali onshore, quali l’estrazione da scisto, in cui si fa ricorso a tecniche avanzate di perforazione e completamento per produrre riserve che un tempo non erano economiche. Tuttavia, i management team delle società petrolifere integrate ritengono generalmente che le attività petrolifere in alto mare siano sufficientemente concorrenziali rispetto a quelle nei bacini di scisti USA onshore. Le società hanno comunicato che le decisioni in materia di investimenti per grandi progetti riprenderanno probabilmente nel 2017, dopo la pausa degli ultimi due anni, a mano a mano che scadono i contratti esistenti e la deflazione dei prezzi tocca il minimo. A nostro giudizio, ciò dovrebbe rappresentare un fattore favorevole per le società petrolifere integrate in uno scenario di ripresa. Molti progetti offshore sono economicamente fattibili ai prezzi attuali, gli accordi con i governi ospiti stanno migliorando e l’attività a livello di appalti è relativamente sana. Quest’attività è stata tuttavia limitata dalla mancanza di liquidità e negli ultimi tempi le aggiudicazioni dei contratti sono state in effetti rarissime, sebbene alcuni management team ravvisino segnali di una nuova urgenza. La perforazione di infittimento – l’aggiunta di pozzi in un giacimento offshore in cui si utilizzano infrastrutture esistenti “dismesse” da una società – e il ritmo di perforazione di questo tipo di pozzi sono ora di circa 10 pozzi all’anno, rispetto al livello storico di 30 pozzi all’anno.

Continuiamo a rilevare potenziali opportunità tra i produttori di energia con risorse a basso costo, management team forti, attività efficienti e bilanci robusti. Sebbene nella seconda metà del primo trimestre il sentiment complessivo degli investitori nei confronti dei titoli delle materie prime e delle risorse naturali sia migliorato, essi sono sembrati rimanere generalmente scettici circa la ripresa dei mercati delle materie prime. Riteniamo che questo scenario rappresenti una base potenziale per ulteriori guadagni in futuro. A nostro giudizio, la recente volatilità del settore serve a sottolineare l’importanza di valutare il valore intrinseco e di adottare un approccio opportunistico selettivo all’investimento nel settore delle risorse naturali.

Crediamo che il quadro macroeconomico rappresenti un rischio primario per un ribilanciamento del mercato nel 2016, ma secondo la nostra analisi, le annunciate riduzioni di budget e le previsioni di cali della produzione si combinano con una domanda apparentemente resiliente. A nostro parere, ciò segnala la possibilità di prezzi più elevati nel breve-medio termine.

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[1] Fonte: Bloomberg, L.P.

[2] Ibid.

[3] Fonte: Energy Information Administration (US Energy Department).

[4] Fonte: Bloomberg, L.P.

[5] Fonte: International Energy Agency.

[6] Fonte: Energy Information Administration (US Energy Department).

[7] Ibid.

[8] Ibid.

[9] Fonti: Energy Information Administration (US Energy Department); International Energy Agency, all’8 marzo 2016. Non vi è alcuna garanzia che un’eventuale stima o previsione si realizzi.

[10] Fonte: International Energy Agency.