a cura di Pinuccia Parini

Il mercato energetico sta mostrando alcuni trend che meritano delle riflessioni. Fondi&Sicav ne discute con Marco Mencini, head of research di Plenisfer Investments Sgr.

Da questa estate si è assistito a una ripresa del prezzo del petrolio, che rimane comunque molto volatile. Che cosa sta succedendo sul mercato?

«Come premessa, vorrei lasciare a margine le considerazioni di carattere geopolitico, in particolar modo quelle  che riguardano l’evoluzione della situazione in Medio Oriente, sulla quale permane incertezza: è indubbio che un allargamento del conflitto avrebbe ripercussioni importanti sul prezzo del greggio. Detto ciò, rilevo che, a livello mondiale, le dinamiche dell’offerta di petrolio mostrano due tendenze: il picco della produzione di shale oil americano e la possibilità di un calo di quella sul mercato russo».

È finita la grande rivoluzione del petrolio di scisto?

«Lo shale oil americano ha prodotto circa 10 milioni di barili al giorno sul mercato, soddisfacendo la domanda addizionale di petrolio degli ultimi 15 anni, e ha contribuito alla moderazione del prezzo della materia prima nell’ultimo decennio. Tuttavia, se si guardano le statistiche, si può notare che la produzione di petrolio di scisto ha iniziato una flessione, perché si stanno esaurendo i pozzi, la cui vita è molto più breve, se paragonata a quella dei bacini di greggio tradizionali: tre-cinque anni rispetto a 20-30 anni. Le implicazioni di ciò sono importanti, perché lo shale oil, da un lato, ha permesso agli Stati Uniti di diventare una nazione energeticamente indipendente, dall’altro, ha relegato l’Opec+ in una posizione subalterna agli Usa nel dettare il prezzo del petrolio. La diminuzione della produzione di shale oil rimette in discussione questa situazione. A ciò si aggiunge il fatto che paesi come l’Arabia Saudita si sono fatti promotori di una riduzione della produzione, giustificandola, da un lato, con la minore domanda futura provocata dalla transizione energetica, dall’altro, con il rallentamento del ciclo economico».

L’attesa di un rallentamento è una giustificazione credibile?

«Direi che è un’ipotesi, perché attualmente questo rallentamento nelle economie occidentali non si riflette ancora in una flessione della domanda. Posso dire che, da un punto di vista statistico, negli ultimi 50 anni si sono verificate solo tre vere interruzioni della richiesta di energia: la crisi petrolifera degli anni ’70, quella finanziaria del 2008 e la pandemia nel 2020. In tutti gli altri casi, la sensibilità della domanda di petrolio rispetto all’evoluzione del Pil mondiale è stata relativamente modesta. Inoltre, il consumo di greggio in Cina, nonostante l’economia non dia segni di particolare vigore, è tornato ai livelli del 2019, grazie alla mobilità. Non è quindi un caso se, nell’ultimo trimestre dell’anno, si sta registrando una domanda superiore all’offerta».

Per quali motivi si attende una diminuzione della produzione russa?

«Perché, a causa della guerra in Ucraina, le joint venture tra aziende russe e occidentali, che avevano permesso di passare da 7 milioni a 11 milioni di barili al giorno negli ultimi 30 anni, non sono più operative. Se a ciò si somma anche l’embargo sull’importazione di tecnologia utilizzata nel settore, è ipotizzabile che nei prossimi tre-cinque anni, se le relazioni internazionali non si normalizzano, la Russia avrà una capacità produttiva sotto 10 milioni di barili al giorno».

Quindi c’è la possibilità di trovarsi con qualche milione di barili di petrolio al giorno mancante?

«Sì, è possibile. Inoltre, come conseguenza dell’agenda sulla transizione energetica, le aziende petrolifere hanno tagliato gli investimenti in previsione di una diminuzione stimata della domanda di petrolio legata al piano di decarbonizzazione, un ulteriore fattore che contribuisce a diminuire ulteriormente l’offerta sul mercato».

La curva dei prezzi forward sul petrolio che cosa indica?

«È in estrema backwardation, condizione preferita dai paesi produttori di greggio, perché permette il massimo prezzo di realizzo nel breve termine e uno significativamente più basso a cinque anni, che riduce l’incentivo per le società petrolifere di incrementare la produzione. Non è quindi un caso che non si registri particolare fermento sul lato degli investimenti, che vengono fatti solo in base alle esigenze di cash flow e per mantenere i livelli di produzione esistenti. Tutto ciò a fronte di un recente bollettino dell’Agenzia internazionale per l’energia che stima nel 2030 il picco di domanda di petrolio e gas».

Da un punto di vista dell’investimento, è quindi il caso di riconsiderare il settore petrolifero?

«Direi di sì, perché almeno per diversi anni prevedo una situazione con prezzi di realizzo elevati, livelli di capex contenuti e una generazione di cassa straordinaria, con leve finanziarie molto virtuose. Oggi le società petrolifere, di fatto, non hanno debiti e trattano a valutazioni estremamente attrattive, che prezzano come se tra sette anni nel mondo non ci sia più bisogno di petrolio. In aggiunta, in un contesto di tassi che potrebbero rimanere elevati, vedo più a rischio i progetti legati alle rinnovabili, poiché aumenta il loro costo di finanziamento, comprimendo i ritorni. Inoltre, visto il deterioramento dei bilanci degli stati, diventa più complesso continuare con una politica di sussidi da parte dei governi. È indispensabile lavorare alla transizione energetica, ma ritengo che il programma che ci si è dati, in termini di tempistica, sia ambizioso. Credo che sia interessante considerare anche il comparto delle società che operano nella prestazione di servizi per il settore dell’energia e delle infrastrutture, che ha conosciuto un importante consolidamento. Il fenomeno si è manifestato anche nell’ambito dell’esplorazione e produzione, che si trova dinnanzi un mercato nel quale le aziende petrolifere dovranno ricostituire le riserve e, di conseguenza, tornare a investire».

Sempre in tema di materie prime, si è assistito a un significativo apprezzamento del prezzo dell’uranio. Come lo spiega?

«In un contesto in cui l’approvvigionamento energetico avverrà attraverso un combinato di fonti, tra le quali gas, rinnovabili e petrolio, una componente vitale è diventata il nucleare. Quest’ultimo fornisce, da un lato, una stabilizzazione della produzione e, dall’altro, garantisce sicurezza energetica, un aspetto diventato più che mai importante in questi anni. È indubbiamente complesso costruire una centrale nucleare, ma, una volta installata, il ciclo di produzione dura circa 60-70 anni. L’aspetto più critico è però il reperimento del combustibile, ossia le barre di uranio arricchito. Diversi paesi nel mondo hanno riscoperto l’importanza di avere una fonte energetica interna. È successo così che le centrali atomiche, che avevano conosciuto una disaffezione nei loro confronti dopo l’incidente di Fukushima, hanno visto un ritorno degli investimenti e dell’interesse da parte degli stati ad aumentare il peso del nucleare all’interno delle fonti di approvvigionamento».

Quindi il clima è cambiato?

«Dalla Francia alla Gran Bretagna per arrivare sino in Cina, il cui piano è di costruire 300 centrali nucleari nei prossimi 30 anni, e in India, il contesto è sensibilmente cambiato. Ciò ha fatto sì che la domanda di uranio, dopo essere stata sostanzialmente stabile per oltre un decennio, ha cominciato a salire a fronte di un’offerta che rimane non adeguata, ragione per cui il prezzo della materia prima da 20-30 dollari per libbra, improvvisamente, nell’arco di un biennio, è passato a oltre 70. Il costo marginale di produzione dell’uranio nelle nuove miniere è stimato intorno a 85-90 dollari per libbra: penso, quindi, che sia plausibile aspettarsi, a tendere, un ulteriore apprezzamento della materia prima, alla quale, come investitori, guardiamo da tempo con attenzione».

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