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WTI vs Brent, ecco la storia recente di uno spread impazzito Stampa E-mail
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di Lorenzo Paloscia | Etruria Capital Management*


Come molti sapranno, esistono diversi benchmark per prezzare il petrolio prodotto in giro per il mondo, ma i due più seguiti sono da sempre il West Texas Intermediate (WTI) e il Brent. In generale si può dire che il WTI è il riferimento per circa un terzo del petrolio venduto nel mondo mentre il Brent per quasi tutti i restanti due terzi.
Ultimamente, un altro benchmark sta salendo alla ribalta, ma è ancora poco usato, se non per prezzare le qualità cosiddette Dubai e Oman. Si tratta del DME Oman. Per vedere le caratteristiche dei due mercati forward più importanti del mondo e per capire meglio l’articolo, consiglio di leggere la scheda pubblicata alla fine dell'articolo. Semplificando si può affermare che fino ad ora il Brent era il petrolio di riferimento per l’Europa e per l’Asia, mentre il WTI era il petrolio di riferimento per le Americhe. In realtà, il Brent è ormai il principale riferimento per quasi tutti i petroli trasportati via nave, mentre il WTI è diventato un riferimento per il solo petrolio trasportato via oleodotto all’interno degli Usa.

Il Brent è una qualità di petrolio inferiore rispetto al WTI in quanto ha una gradazione API più bassa e un contenuto di zolfo maggiore, pertanto a parità di condizioni il primo dovrebbe essere a sconto sul secondo. Nella realtà, lo spread (termine inglese per indicare il differenziale tra due prezzi) si è sempre mosso nel tempo a favore di uno o dell’altro petrolio a causa della difficoltà nel chiudere le finestre di arbitraggio. Negli ultimi anni lo spread misurato come differenza tra il WTI spot e il Brent Dated sembrava aver trovato un equilibrio tra i +5 e i -5, con rari balzi dovuti a situazioni particolari che venivano chiuse velocemente. Dal dicembre dello scorso anno, però, qualcosa è cambiato e lo spread ha violentemente rotto la soglia dei -5 per andare a far registrare il livello record di -19,46 il 14 febbraio 2011.

La situazione attuale sembra diversa dal passato, visto che questa volta lo spread non è rientrato velocemente nella banda di oscillazione, ma continua a stazionare su livelli record. Da segnalare che è il WTI ad essersi isolato rispetto al resto del mondo e non solo, visto che il differenziale con il prodotto americano offshore Louisiana Light Sour (LLS) o con i messicani Mars e Poseidon ha raggiunto livelli record. Non c’è da meravigliarsi, visto che i sopra citati sono prodotti diretti concorrenti dei petroli africani e sudamericani prezzati a Brent.


La sindrome di Cushing
Una delle variabili principali che determina la direzione dello spread è rappresentata dalle scorte di petrolio presenti a Cushing, in Oklahoma. Il future scambiato al NYMEX ha come sottostante proprio il WTI che viene consegnato a Cushing ed è abbastanza evidente la correlazione inversa tra le scorte e lo spread. Generalmente a livelli elevati di scorte corrispondono valori negativi dello spread mentre a livelli di scorte piuttosto bassi corrispondono valori piuttosto elevati. Nel grafico sono riportati l’andamento settimanale dello spread misurato come WTI spot – Brent Dated sulla scala destra e, sulla scala sinistra, le scorte di petrolio presenti a Cushing Oklahoma come riportate dall’Energy Information Administration degli Usa ogni settimana.
Nel 2007 si è avuta la prima manifestazione di quella che è stata definita la sindrome di Cushing, quando per la prima volta si è assistito ad un prolungato ampio premio del Brent sul WTI nel primo trimestre di quell’anno. Di fatto quello fu il primo evento che segnalò la possibilità di vedere il mercato del WTI isolarsi non solo dai mercati internazionali, ma anche dai mercati interni agli Stati Uniti, il tutto a causa di problemi logistici.

Ma vediamo in cosa consiste la sindrome di Cushing. Durante il primo trimestre dell’anno la domanda Usa di petrolio fa registrare un calo stagionale dovuto al fatto che gli americani viaggiano meno durante l’inverno a causa delle avverse condizioni climatiche. Dato che la stragrande maggioranza del petrolio consegnato a Cushing arriva via oleodotto, è difficile fermarne il flusso e pertanto si accumulano scorte su scorte. Nel 2007 la chiusura forzata di una grande raffineria nel sud del Texas aveva ridotto la richiesta in quella zona proprio nel momento in cui la domanda cominciava a scendere per la stagionalità, ma soprattutto cominciava per la prima volta una massiccia invasione del petrolio canadese. Infatti, venne invertita la direzione del flusso di petrolio dell’oleodotto Spreadhead, che cominciò a portare il petrolio prodotto nell’Ovest del Canada da Chicago a Cushing. All’epoca, comunque, gli Stati Uniti continuavano ad essere di gran lunga i principali consumatori di petrolio, e quindi una volta che la domanda si riprese, lo spread si girò di nuovo a favore del WTI. Fu però il primo segnale di quella che invece sembra essere divenuta la nuova normalità.

Nel primo trimestre del 2009, la più grande crisi economica del dopoguerra insieme al tipico calo della domanda portarono il WTI a registrare un cosiddetto super contango. Ovvero, il mese in scadenza era a sconto sul mese successivo di circa 8 dollari, un divario mai registrato in passato. Ancora una volta le scorte a Cushing raggiunsero nuovi record e lo spread per un breve periodo scese ben oltre i -10. Ancora una volta la ripresa della domanda, alimentata sicuramente anche dal mega intervento congiunto del governo Usa e della Federal Reserve a sostegno dell’economia, riportarono velocemente lo spread all’interno della banda di oscillazione.
Infine, la storia recentissima di questo primo trimestre del 2011, quando lo spread ha fatto registrare il livello record di -19,46. In questo caso, oltre al classico calo della domanda, si è assistito all’inaugurazione del tratto dell’oleodotto Keystone, da Steele City in Nebraska a Cushing Oklahoma. Il mega progetto della TransCanada punta a collegare l’Alberta in Canada passando per Bakken in North Dakota e Cushing Oklahoma, fino alle raffinerie del Golfo del Messico. Il tratto che collega Cushing a Port Arthur, sulla costa del Texas, è però ancora bloccato poiché osteggiato dai gruppi ambientalisti. E, in effetti, come si può dargli torto visto che il mega oleodotto trasporterà il petrolio pesante prodotto da sabbie bituminose dell’Alberta e dalle scisti del North Dakota attraverso ecosistemi estremamente fragili? Senza entrare nella tematica ambientale rispetto all’indipendenza energetica, il risultato è stato che dall’inizio di febbraio circa 300 mila barili al giorno hanno cominciato ad arrivare a Cushing senza però riuscire a “ripartire”.

In effetti, pare che sia molto difficile uscire da questo imbottigliamento a causa della difficoltà nell’invertire il flusso degli attuali oleodotti che trasportano petrolio dal Golfo a Cushing. Il premio così elevato sta in effetti stimolando nuovi progetti per riportare il petrolio sul treno, ma al momento esiste un solo terminale a St. James in Louisiana in grado di ricevere 60 mila barili di petrolio al giorno su rotaia e pare che sia piuttosto impegnato.
Giusto per dare un po’ di numeri, secondo quanto riportato dai mass media (quali il Vancouver Sun o la CNBC) il costo del trasporto via treno da Cushing al Golfo del Messico potrebbe essere intorno ai 10 dollari a barile e il costo per il trasporto via autocisterna intorno ai 15 dollari a barile.
Un altro modo potrebbe essere quello di invertire il flusso dell’oleodotto Seaway, che attualmente trasporta circa 430 mila barili al giorno dal Golfo del Messico a Cushing. Pare però che ConocoPhillips, che opera l’oleodotto, non sia interessata ad invertire il flusso, e in effetti come fanno notare alcuni esperti (è il caso di un articolo pubblicato su Business Insider) invertire il flusso significherebbe all’improvviso passare da -430mila barili al giorno a +860mila nel Golfo del Messico. Credo che a quel punto le raffinerie del Golfo perderebbero un bel po’ di soldi, visto che il prezzo del WTI si impennerebbe proprio quando loro cominciano a comprarlo.

Al momento, quindi, l’unico modo per approfittare dell’arbitraggio è utilizzare i prodotti ricavati dalla raffinazione, ovvero trasportare e vendere i prodotti raffinati nel PADD II (l’EIA ha diviso gli Stati Uniti in quattro aree geografiche e le ha chiamate Petroleum Administration for Defense Districts; Cushing si trova nel PADD II, mentre le raffinerie del Golfo del Messico sono nel PADD III) che molto probabilmente utilizzano come input il meno costoso WTI. In effetti, secondo i dati dell’EIA, le raffinerie del PADD II stanno andando a pieno regime mentre quelle nel Golfo del Messico sono piuttosto inutiliznuova energia 2-2011 zate rispetto alla media di periodo. Se lo spread continua ad allargarsi conviene forse costruire una raffineria a Cushing!


Mare del nord e geopolitica
Breve parentesi su quello che è sotto gli occhi di tutti. Ovvero, la produzione del Mare del Nord è in declino. Questo significa che forse il Brent potrebbe tornare ad essere attaccato dagli speculatori come succedeva quando era veramente solo Brent. Questo dovrebbe far riflettere sulla possibilità di mandare in pensione il Brent come benchmark mondiale e di trovare un sostituto. Il già citato Oman potrebbe andare bene, ma viste le recenti proteste proprio in quel Paese, credo che al momento anche quel petrolio non sia il miglior candidato. Magari ne riparliamo tra qualche anno, sperando che nel frattempo trovino un po’ di petrolio nel Mare del Nord.

Riguardo alla situazione geopolitica, senza dilungarsi troppo, è evidente che se comincia a saltare la produzione di altri Paesi chiave del Medio Oriente, su tutti l’Arabia Saudita, il prezzo del petrolio prodotto nel Mare del Nord non può che continuare a salire. A segnalare che il mercato sta già prezzando qualche problema nel bilancio domanda e offerta, a marzo è comparsa la backwardation. Con backwardation si indica la situazione nei mercati forward dove prezzi delle scadenze più vicine sono più alti delle scadenze più lontane. I mercati di materie prime di consumo sono “normalmente” in contango (il prezzo delle scadenze vicine è inferiore rispetto a quelle lontane) a causa dei costi di stoccaggio, assicurazione e tasso di interesse che si vanno ad aggiungere al prezzo spot. In situazioni di domanda molto forte e/o di offerta ridotta, gli utilizzatori della materia prima sono disposti a pagare prezzi più elevati per avere la materia prima a disposizione subito. Generalmente la presenza di backwardation è un segnale di acquisto piuttosto forte per i trader di materie prime.

Insomma, uscire da questa situazione non è così semplice e, a mio modesto parere, lo spread (a sostegno di questa mia idea ho considerato le curve forward del Brent e del WTI al 3 marzo 2011) rimarrà per un bel po’ di tempo a favore del Brent.

*www.etruriacm.comlpaloscia_at_etruriacm.com

             
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CONTRATTI NEL BARILE

NYMEX WTI crude oil
Si tratta del contratto future sul petrolio più scambiato nel mondo, con circa 137,5 milioni di contratti scambiati nel 2009. Un contratto di CL, ticker della borsa, controlla 1.000 barili di petrolio ed è quotato in dollari Usa. Gli scambi sono ormai principalmente sul circuito elettronico denominato Globex gestito dal CME group, la borsa merci più importante del mondo dopo aver inglobato il CBOT. Tuttavia è ancora attivo il pit al Nymex di New York dove continua il mercato alle grida, ancora importante principalmente per le opzioni. Sul Globex gli scambi sono praticamente ininterrotti, ovvero è possibile acquistare e vendere i future per 23 ore a 45 minuti sulle 24 disponibili in una giornata lavorativa, giusto un quarto d’ora per un caffè, ma il numero maggiore di volumi continua ad essere tra le 9 del mattino e le 2.30 del pomeriggio, ovvero quando il pit del Nymex è aperto, anche se comunque la maggior parte degli scambi avviene, come detto, via computer.
Un contratto WTI future scade il terzo giorno lavorativo prima del 25 di ogni mese. I future sul WTI sono quotati fino a 9 anni dalla scadenza in corso. In generale, la maggior parte dei detentori del contratto rollano sul contratto successivo prima della scadenza. La forzatura, dall’inglese roll over, sta a indicare che chi detiene posizioni sul future in scadenza le chiude e le riapre sul future successivo. Se non si chiudono le posizioni si è obbligati a consegnare (se Short) o a ricevere (se Long) 1.000 barili di petrolio a Cushing in Oklahoma.
Generalmente le consegne fisiche avvengono via oleodotto in lotti da 50.000 o 100.000 barili per tutto il periodo di consegna. Per esempio, un contratto aprile 2011 di WTI che scade il terzo giorno lavorativo prima del 25 marzo è consegnabile a lotti per tutto il mese di aprile.
I tipi di petrolio consegnabile sono 6 e hanno gravità API compresa tra 37 e 42 e un contenuto di zolfo inferiore allo 0,42 per cento in peso. Tali qualità sono il Cushing WTI, il Low Sweet Mix (Scurry Snyder), il Mexican Sweet, il North Texas Sweet, l’Oklahoma Sweet e il South Texas Sweet. Altri 6 tipi di petrolio non americani sono consegnabili a sconto o a premio fissato dalla regola 200 del CME Group e questi sono il Brent Blend e il Forties del Regno Unito, il Bonny Light e il Qua Iboe nigeriani, il norvegese Oseberg e il colombiano Cusiana. Giusto per curiosità, lo sconto del Brent sul WTI è fissato a 30 centesimi.

ICE Brent crude oil
Il Brent è il secondo contratto di petrolio più scambiato al mondo, con poco più di 74 milioni di contratti scambiati nel 2009. Anche il contratto future sul Brent come quello sul WTI controlla 1.000 barili di petrolio e il prezzo è in dollari Usa. Il ticker cambia spesso secondo chi riporta il contratto, ma i più usati sono LCO (Reuters) e CO (Bloomberg). La scadenza del contratto è precedente a quella del WTI ed è il quindicesimo giorno precedente al primo giorno del mese in scadenza; se il quindicesimo non è un giorno lavorativo, si scala sul precedente giorno lavorativo. La Borsa di riferimento è la Intercontinental Exchange (ICE) che qualche anno fa ha comprato il glorioso IPE di Londra. Attualmente è scambiabile solo elettronicamente e non esiste più il mercato alle grida di Londra.
A differenza del WTI, il Brent è a consegna fisica e si trasforma di fatto in un contratto 21 day-BFOE (vedi sotto per spiegazione), ma anche a cash settlement, ovvero se comunicato preventivamente il future può essere regolato in cash contro l’indice definito ICE Futures Brent Index, pubblicato il giorno seguente alle dodici ora di Londra. Tale indice è collegato al contratto Over the Counter (OTC), cosiddetto 21 day-BFOE.
BFOE sta per Brent-Forties-Oseberg-Ekofisk ovvero i 4 tipi di petrolio consegnabili, anche se in realtà si tratta di blend ovvero un misto di petroli prodotti dai pozzi del Mare del Nord. 21 day si riferisce ai ventuno giorni che il venditore deve dare al compratore per notificargli i 3 giorni del periodo di consegna (lifting window). Il lifting window viene contrattato con i quattro detentori dei terminali del Mare del Nord dove possibile consegnare BFOE e sono Shell per il Brent blend, BP per il Forties blend, StatoilHydro per Oseberg e ConocoPhllips per Ekofisk. Il contratto 21 day-BFOE è scambiato OTC e pertanto è appannaggio dei produttori di petrolio, delle grandi aziende di trading e di istituti finanziari, ovvero tutti professionisti del settore che generalmente hanno linee di credito attive fra di loro; tali soggetti sono probabilmente meno di una ventina. Il 21 day-BFOE ha sostituito quello che una volta era chiamato il 15 day-Brent. Tale contratto prevedeva la consegna del solo Brent fisico, che essendo diventato molto poco era spesso messo sotto attacchi speculativi violenti.
Una volta che il venditore ha notificato al compratore il periodo di consegna, il contratto prende il nome di Brent Dated: dated appunto si riferisce a un contratto su barili di petrolio fisico, non è più un derivato ma un vero e proprio contratto di compravendita di petrolio fisico. Il prezzo del Brent Dated riportato da Platt’s, nonostante non sia effettivamente un prezzo spot, visto che mancano 21 giorni alla consegna, è uno dei principali benchmark per i prezzi spot in giro per il mondo.
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