L’aprile 2020 sarà ricordato come il mese più cupo nella storia dei mercati petroliferi in termini di equilibri e prezzi. Ma guardando avanti, ci sono segni di miglioramento sia sul fronte dell’offerta che della domanda, anche se da una base molto bassa. Molti paesi hanno iniziato ad allentare i blocchi indotti dal coronavirus, il che dovrebbe avere un impatto positivo sulla domanda di petrolio. Sul lato dell’offerta, i tagli OPEC+ entreranno in vigore, mentre le risposte dell’offerta al di fuori dei produttori OPEC+ sono state veloci e severe. L’impatto di questi fattori si sta già facendo sentire sui prezzi del petrolio e sui mercati fisici.

In questo Energy Comment esploriamo la gamma di incertezze che circondano la ripresa post-crisi degli equilibri di mercato e dei prezzi e valutiamo i fattori chiave che modelleranno gli esiti del mercato del petrolio nel 2020 e 2021. Identifichiamo la forma della ripresa della domanda di petrolio come il fattore chiave che detta il processo di riequilibrio. Gli equilibri del mercato del petrolio sono anche sensibili alla conformità dell’OPEC+. Se i produttori OPEC+ non rispettano pienamente le loro quote, il riequilibrio del mercato sarà ritardato fino alla fine del 2020. L’ultimo fattore che determina la sensibilità degli equilibri petroliferi è l’entità delle riduzioni dell’offerta al di fuori dell’OPEC+. A differenza del ciclo 2014-2016, che è arrivato a seguito di un periodo prolungato di prezzi del Brent al di sopra dei 100 dollari/b, la portata dell’attuale shock della domanda è molto più grande, e la posizione finanziaria di tutti gli attori è relativamente più debole e quindi le contrazioni dell’offerta/interruzioni della produzione saranno più profonde e veloci in questo ciclo.

L’attuale shock petrolifero e la trasformazione della curva dell’offerta come risultato, presenterà alcune opportunità ai produttori a basso costo con capacità di aumentare la produzione, in particolare all’Arabia Saudita. Se la ripresa della domanda si dimostrerà più forte del previsto, il Regno potrebbe trovarsi nella posizione di aumentare la produzione e catturare quote di mercato sostituendo le perdite di produzione altrove (alta produzione / basso prezzo). Ma questo potrebbe richiedere che i prezzi rimangano in un range di 40-50 $/b per non incoraggiare una rapida crescita dell’offerta in altre parti del mondo e per sostenere la ripresa della domanda. Con una produzione più alta e soprattutto con maggiori esportazioni, questa strategia può risultare in un payoff simile a quello di una strategia di produzione più bassa e prezzi più alti, diciamo nella gamma 60-70 $/b (produzione bassa/prezzo alto). Ma la strategia di produzione più alta/prezzo più basso ha ulteriori vantaggi. In primo luogo, questa strategia è coerente con una serie di politiche interne esistenti volte a migliorare l’efficienza del consumo energetico, le riforme dei prezzi dell’energia e l’aumento della quota di gas e di energie rinnovabili nel settore energetico, che ridurranno la domanda interna e libereranno greggio per le esportazioni. In secondo luogo, aumentando la produzione, il Regno può impegnarsi in una strategia di monetizzazione più veloce in momenti in cui ci sono preoccupazioni che la transizione energetica porterà a una minore domanda di petrolio a lungo termine. In terzo luogo, dato che la produzione di petrolio costituisce ancora una parte significativa del PIL, una maggiore produzione può sostenere la crescita complessiva del PIL saudita. Quarto, quando arriva il prossimo ciclo, l’Arabia Saudita può negoziare tagli con altri produttori da una base molto più alta. Infine, se la risposta dell’offerta di scisto degli Stati Uniti si rivela più debole rispetto ai cicli precedenti, perché gli investitori richiedono un prezzo più alto per essere attratti di nuovo dallo scisto americano, soprattutto all’indomani dello shock dei prezzi negativi, allora l’Arabia Saudita può aumentare sia le sue esportazioni che le entrate.

A cura di: Bassam Fattouh,Andreas Economou