TA, Brent

Come ci si poteva aspettare, i numeri taroccati della crescita cinese sono arrivati perfettamente in linea con quello che la comunità investitrice voleva sentire. Il Brent di conseguenza ritenta di rompere la resistenza intorno a 100-101 e va anche a toccare la MM50.

TA sul Brent 5 maggio 2012

Nonostante i quasi 10% di perdita sul Brent dall’inizio di aprile, regge ancora la linea di supporto in vigore dal gennaio 2009.

11 mesi fa, quasi nello stesso periodo l’anno scorso, il prezzo per ca tre settimane di fila ha cercato di superare i 127 dollari al barile, per poi scendere 13% in pochi giorni. La discesa ha continuato a modo di bullflag, descritto nell’autunno 2011. Infatti, ottobre 2011 ha dato inizio a un nuovo periodo di aumenti dei prezzi.

Questa volta il prezzo ha cercato di superare quella barriera del 127 per sei settimane di fila, senza riuscire a stabilirsi sopra la linea (rossa) di resistenza.

Se guardo più da vicino, il prezzo ha decisamente rotto in giù la linea di supporto da fine dicembre 2012:

 

Da qua in poi sono aperte le scommesse.

Se si rompe la linea più lunga, quella del gennaio 2009, secondo me ci saranno le alternative o brutale discesa del prezzo, o andamento laterale per tante settimane.

Comincia a sentirsi la demand destruction dell’area OCSE. La questione Iran è meno acuta nella stampa. Anche le statistiche statunitensi non ha certo fatto saltare il WTI di gioia. Ma cosa c’è veramente dietro la discesa, non lo so. Certo, più ci avviciniamo alla linea di supporto, piú percettiva diventa chi con il trading si fa i soldi, aspettando e forse ingrandendo qualsiasi notizia che potrebbe far rimbalzare sulla linea, come tipicamente le “supply disruption”, oppure rompere in giù, se è più forte la “demand destruction”. Insomma, molto indeciso questo post, ma da qua veramente il libro è tutto da scrivere.

La fine del Brent

Anche il 2011 si somma agli anni post-2001 che la produzione di petrolio nel mare del nord diminuisce. Secondo un articolo di FT per il Granbretagna si tratta di -18% nell’ultimo anno, 3 volte tanto il solito declino della produzione. La colpa sarebbe degli aumenti delle imposte alle compagnie di esplorazione e produzione da 20% a 32%.

Quindi la geologia detta un declino di 6% all’anno per il mare del nord, mentre un’aumento delle imposte di 60% peggiora il declino di 200%: tanti progetti di esplorazione di giacimenti difficili sono stati messi nel freezer. Uno si chiede se in attesa di rimozione delle imposte (estremamente improbabile), o in attesa di 200$ al barile, che renderebbe anche questi progetti fattibili.

La zona è molto matura e il numero di pozzi esplorativi è praticamente fermo dal 2000. L’unica speranza rimane la zona West of Shetland che è relativamente poco esplorata.

Ho tirato giù un po’ di dati EIA per i tre produttori importanti del mare del nord, Danimarca, Norvegia e Granbretagna:

Consumo più esportazione supera la produzione totale sin dagli anni ’80, perché la zona deve comunque importare alcuni prodotti petroliferi. Ma il punto è che la produzione nel mare del nord ha abbondantemente superato il plateau. Mancano in realtà alcuni dati. Per la produzione per il 2011 ho preso quello degli 11 mesi gennaio-febbraio estrapolando dicembre. Per la zona viene fuori un -10%, complessivamente meno grave di quei -18% per la Granbretagna dell’articolo del Financial Times.

Poi ho fatto anche una stima delle esportazioni per il 2010 e 2011, prendendo la media 1984-2009 di 68% sulla produzione.

Year-on-year il cambiamento della produzione si presenta così:

Il 2011 è la mia stima che si basa sui primi undici mesi del 2011. Non dovrebbe essere sbagliatissima.

Situazione simile lato esportazioni:

Stranamente i dati EIA si fermano al 2009. Quindi 2010 e 2011 sono stime che si basano sulle esportazioni storiche di 68% all’anno. Se avessi basata la stima solo sull’ultimo decennio la situazione sarebbe ancora più grave, visto che la media è di tre punti più alta, 71%.

Con un piccolo esercizio di economia lineare totalmente irrealistica, ho creato il grafico fino al 2020:

Diminuzione consumo 0,05% all’anno, declino produzione da 6% nel 2012 fino a 9% nel 2020 (sempre la media del decennio precedente), e esportazione sempre fermo a 68% sulla produzione.

Già nel 2014 il consumo supera l’esportazione, con ripercussioni pesantissimi sulla bilancia commerciale. Nel 2019 il consumo supera anche la produzione e il mare del nord a tutti gli effetti non è più produttore netto.

Brent, una nuova fase

Non è sfuggito a nessuno che Nature, tramite un articolo in comment, cioè una voce di dibattito rivolto ai non del settore, ha riconosciuto l’argomento peak oil.

È stato giustamente commentato da tutti che l’hanno potuto leggere. Io non avevo voglia di spendere quei 30$ che costa se non si ha l’abbonamento, quindi mi sono affidata alla recensione di Ugo Bardi. Alla fine dell’articolo ci sono anche i link ad altri articoli che commentano il comment. Anche la mitica Gail Tverberg ha aggiunto la sua recensione, qua il link a EnergyBulletin.

Domanda, conta ancora solo l’OCSE

Parlando del Brent il 3 febbraio ho scritto “Se ha la forza per stabilirsi sopra i 114$ continuerà nel canale rialzista.” Bene, ora è a 118$. Ha rotto la resistenza con forza il 3 febbraio, e il prossimo passo è rompere la resistenza a 120 dollari.

Anno del drago…e TA sul Brent

Scusate, non resisto.

È ufficiale. La mascotte del blog è il drago Brent.

Minipost: Brent e livello di recessione

Smanettando con il prezzo del Brent  è venuto fuori questo:

In ottobre 2011 la media mobile annuale del Brent (in $ al barile che ho dimenticato sul grafico), usando 260 gg, ha superato il picco precedente, quello che ci ha portato in recessione.

Bolla o non bolla?

Siamo in tanti a usare i dati EIA per tracciare produzione e consumo del petrolio, anche se i dati sono ritardati di 3 à 6 mesi. Ma a un certo punto l’EIA ha ristretto l’accesso ai dati. Tre anni fa si poteva avere dati mensili/trimestrali per tutto il mondo, ora solo per la zona OCSE. Purtroppo non ho salvato i dati mensili, perché quando mi sono resa conto della sparizione, ovviamente era tardi.

Lo strano caso (ormai passato) del contango

È dall’inizio di ottobre che il prezzo del WTI è in continua crescita. Non solo, la situazione contango si è invertita, ormai da tre settimane, in un backwardation anche sui contratti a medio termine, diciamo un anno.

Graficamente si presenta così:

Si vede che più o meno intorno al 26 ottobre si è invertita la curva.

Una situazione di backwardation di solito rispecchia una situazione di forte domanda subito per la quale non vale la pena lasciare il petrolio in magazzino, mentre un contango significa domanda debole oggi, quindi al produttore si paga un premium per tenerselo in magazzino per il futuro.

Più la domanda oggi è debole, più si pagano i contratti futures, fino a creare un super-contango, dove il produttore potrebbe anche scegliere il magazzino dei magazzini, cioè il giacimento sotto terra. In altre parole, non produce più, esattamente quello che è successo nell’autunno del 2008 quando in pochissimo tempo la domanda, in questo caso inteso come consumo effettivo, è sceso di 600 mila barili giornalieri.

Il contango può anche capitare se non esiste abbastanza spazio fisico per il petrolio prodotto, allora si compete per il poco spazio disponibile.

Nel 2008 invece il contango era dovuto non solo a domanda debole, ma anche a mancanza di credito. I trader commerciali si aspettavano un premium per comprare e stoccare oggi il petrolio da vendere domani, per paure di futura poca accessibilità a credito e una forte preferenza di contanti.

Questo round il WTI è stato in contango da maggio fino all’inizio di ottobre. Non c’è mancanza di credito, non c’è limitato accesso a magazzini, quindi resta solo la domanda debole.

No:

Nel 2008 c’è stata la grande discesa dal vecchio normale di 20 milioni al giorno al nuovo normale di 19 milioni al giorno. Ma non vedo ulteriori indebolimenti. Anzi, da maggio a giugno, proprio quando iniziava il contango, la domanda è aumentata come al solito quando inizia il driving season.

Ho fatto parecchi giri in rete, ma senza trovare delle spiegazioni che mi soddisfacessero del tutto. La bravissima Isabella Kaminska di FT Alphaville ha scritto una serie di articoli sullo strano caso del backwardation da un punto di vista totalmente speculativo. Anche per lei non è il backwardation la situazione anomala, ma piuttosto il contango degli ultimi mesi. Investitori speculativi avrebbero scelto di non prendere consegna, ma piuttosto reinvestire più avanti sulla curva, così aumentando le futures a medio/lungo termine.

I produttori o comunque investitori commerciali avrebbero stoccato sempre di più, vendendo oggi i contratti futuri a dei sovraprezzi per compensare per i costi di stoccaggio. A un certo punto, la mancanza sul mercato fisico di quei barili avrebbe ribilanciato la curva.

Il suo argomento, interessantissimo, è che sono stati i fondi d’investimento ad agire come swing producer. I dollari stampati da Helicopter Ben sono stati prontamente reinvestiti durante il 2009 e il 2010 nei contratti futuri, incentivando i produttori a tenere il greggio in magazzino.

Chi guadagnava erano questi intermediari posizionati correttamente per trarre vantaggio da flussi di liquidità prevedibili solo a loro. Istituti finanziari grandissimi avrebbero così la possibilità di controllare i prezzi spot, rilasciando fondi sul mercato se il prezzo era troppo basso (aumentando i futures a medio/lungo termine così costringendo produttori a non vendere oggi), oppure trattenendo i soldi in modo da incentivare il rilascio di greggio dai magazzini.

Questo per il WTI. Il Brent finora è stato molto meno nel mirino degli investitori speculativi, cosa destinata a cambiare a gennaio 2012. Brent verrà incluso nel indice Dow Jones con un peso di 5,3% rispetto agli 9,7% del WTI, giù da 14%. È probabile che il WTI avrà un ruolo sempre meno importante, anche se il DJ ha scelto di dare più importanza al WTI che al Brent, anche questa una cosa destinata a cambiare.

Cosa succederà a gennaio allora?

Probabilmente ci saranno flussi di investimenti ancora maggiori nel Brent che oggi. Il Brent è comunqe in backwardation da tanti mesi, perché effettivamente c’è una domanda forte. Russia produce sempre più petrolio ma consuma sempre di piú internamente, e esporta sempre più verso l’Asia. Lo spread di Urals con il Brent che storicamente è intorno ai 2-4$ ormai si trova a ca 40 cent. Libia non produce ancora a pieno regime e in Nigera ci sono stati tanti problemi di sabotaggio.

Ogni tanto c’è una flessione nel prezzo del Brent, causato dalle preoccupazioni sulla situazione economica. Ma la verità è che l’inventario del Brent non è così bassi dal 2003. A settembre, per il terzo mese di fila, il Brent stoccato era sotto la sua media quinquennale, e i giorni coperti da petroli immagazzinati sono scesi da 58,6 in agosto a 57,9 in settembre.

Per tornare a gennaio. Con questi fondamentali della domanda diciamo solidi, il prezzo non potrà scendere. Ovviamente se vedremo un brutalissimo credit crunch come nel 2008 scenderà comunque. Ma altrimenti questi afflussi di fondi d’investimento, scappando dal mercato WTI, potrebbero causare un contango nel Brent, con lo spot più basso delle futures, ma anche a prezzi più alti di oggi.

agg. : Ovviamente su ZH subito si parlava del QE3. Su ZH si parla di QE3 tutti i giorni.

Libia e prezzo del petrolio

Un’altra domanda da porsi ovviamente riguarda il petrolio.

Se guardiamo i prezzi spot storicamente il Brent e il WTI se seguono come cagnolino e padrone.