Con la stagione invernale in fase di conclusione si comincia a fare il punto della situazione per affrontare i prossimi mesi. Ovviamente mi sto riferendo al mercato del gas naturale nord americano che ha come benchmark principale il prezzo a Henry Hub ad Erath in Louisiana, sottostante del future scambiato al NYMEX di New York.
INTRODUZIONE PER I PRINCIPIANTI
Dal lato della domanda sappiamo che il gas naturale e’ utilizzato da tre categorie di consumatori che più o meno si prendono un terzo a testa della domanda annuale totale:
- riscaldamento degli ambienti, l’EIA considera due categorie, residenziale e commerciale;
- produzione di elettricità ;
- input nelle produzioni industriali.
Generalmente la domanda e’ estremamente elevata di inverno ed è più blanda d’estate, proprio perché la domanda da riscaldamento durante l’inverno e’ generalmente molto elevata. Sul riscaldamento i competitor del gas naturale sono pochi e dipendono dalle aree. Circa il 50% delle famiglie americane utilizza il gas naturale per scaldarsi e tutti i principali centri urbani sono pressochè obbligati a usare il gas naturale. Nel New England ancora sopravvive una buona domanda di Gasolio da riscaldamento che trova la sua controparte finanziaria nel contratto Heating Oil al NYMEX. Per quanto riguarda l’industria, la competizione e’ con il petrolio, ebbene a livello di prezzo non ci sono paragoni, il petrolio costa 10 volte tanto a parità di contenuto energetico. Infine la domanda elettrica è quella dove la sostituibilità è più elevata. Il gas, un tempo relegato a coprire solo domanda di picco e’ adesso entrato a far parte del gruppo che copre anche il medio livello insieme al carbone. La competizione col carbone è la più interessante da studiare e a breve vi spiegheremo in un apposito speciale come confrontare i prezzi dei due combustibili.
L’offerta sta vivendo un periodo di abbondanza, dovuta alla nuova tecnologia chiamata in gergo “fracking”, che permette di recuperare petrolio e gas naturale da scisti. Il fracking benche’ osteggiato dagli ambientalisti per i danni ambientali che produce e’ riuscito nell’impresa di riportare gli Stati Uniti ai livelli più alti di indipendenza energetica da circa 40 anni.
Infine una nota sulle interruzioni temporanee dell’offerta. Il gas naturale e’ trasportato quasi esclusivamente via gasdotto (a parte quantità trascurabili di LNG) pertanto ogni situazione che mette a rischio il regolare flusso del gas naturale dal punto di produzione al punto di consegna rende il prezzo suscettibile di picchi improvvisi nei mercati spot. Perché in effetti di mercati del gas naturale ve ne sono moltissimi . I principali rischi all’interruzione della produzione sono gli uragani nel Golfo, generalmente da CAT3 in su, con seri danni a lungo termine per CAT5 (molto rari). Un nuovo rischio di interruzione è dato dal freeze off invernale. Ovvero dato che la produzione da shale richiede elevate quantità d’acqua, quando le temperature scendono sottozero centigradi esiste il rischio congelamento degli impianti di estrazione. Gli eventi di freeze off dipendono dalle protezioni messe dai produttori e dal tipo di scisto. In generale i siti di produzione più a nord sono attrezzati per resistere a temperature anche di -10/-15 gradi centigradi. Le produzioni a sud si possono bloccare anche a temperature di poco sotto lo zero. Quest’anno probabilmente avremo il record di freeze off di sempre.
Figure 1 Profilo giornaliero domanda e offerta dell’ultimo anno. Fonte EIA su dati Bentek.
ANALISI DELL’INVERNO 2013-14
Quest’anno e’ stato l’anno del “polar vortex”, il vortice polare e’ diventato il protagonista di media e social network nelle conversazioni dedicate al meteo. Ed e’ lui, infatti, il responsabile dell’ondata di freddo che si è abbattuta nel nord America. Ma è stato davvero più freddo degli altri anni? E soprattutto quanto e’ stato responsabile della domanda record di gas naturale di questo inverno?
Per la prima domanda usiamo i gradi giorno pesati per la popolazione che utilizza il gas naturale per riscaldarsi, quindi una misura dell’effettiva domanda di riscaldamento. In inglese l’acronimo per i c.d. population weighted heating degree days e’ PWHDD. Molto semplicemente più HDD ci sono stati in un anno, più freddo è stato nelle aree popolate.
Il grafico sottostante riporta il periodo dal primo Novembre fino al 31 Marzo di ogni anno a partire dalla stagione 1949-50 fino alla stagione 2013-14. I dati riportati per Marzo 2014 sono stime effettuate da Insomma grado giorno in più o in meno possiamo dire che la stagione fredda in fase di conclusione e’ in gara con il 1993-94 per entrare nella top-ten dal 1949-50.
Figure 2 Gradi giorno per il riscaldamento ponderati per la popolazione
e riferiti al territorio contiguo degli Stati Uniti (escluse isole e Alaska). Fonte NOAA.
Questo inverno gelido ha però portato un nuovo record, ovvero il prelievo complessivo più ampio di sempre delle scorte. Anche qui le stime di LEM Commodities danno ormai quasi per certo un atterraggio intorno a 900bcf, addirittura qualcosa sotto, con un prelievo record complessivo di circa 2,9 TCF. E’ evidente, che la domanda per il riscaldamento ha contribuito molto a questo prelievo record ma allo stesso tempo e’ evidente che la componente non legata al meteo, la domanda strutturale, e’ comunque in aumento. Ma alla fine basta leggere i dati dell’EIA per notare che la domanda strutturale e’ in aumento.
SITUAZIONE SCORTE E PROSPETTIVE PER QUESTA ESTATE
Le scorte sono fondamentali per garantire il soddisfacimento della domanda durante l’inverno. Pertanto durante la stagione calda, che in gergo è chiamata “shoulder season”, le iniezioni nei siti di stoccaggio devono essere ampie abbastanza per non arrivare a inizio inverno con il rischio di rimanere senza gas naturale. Abbiamo visto cosa e’ capace di fare un inverno freddo pertanto ogni proiezione che ci porti ad un livello scorte pre-invernale sotto 3.5TCF può essere considerato bullish per i mesi invernali. Questo perché, in media, un inverno non eccezionalmente freddo potrebbe richiedere un prelievo di massimo 2.5TCF. Ma cosa succede se ci becchiamo un inverno stile 2000-01 o peggio ancora stile triennio 76-77 77-78 e 78-79? Il rischio di dover tirare fuori dal suolo più di 3TCF non e’ da sottovalutare. Rimanere con 500 o 600bcf a fine Marzo 2015 sarebbe decisamente pericoloso per la garantire la consegna del gas, infatti quando le scorte calano molto la pressione diminuisce e con la pressione più bassa i flussi di movimento sono lenti. Ovvero alcuni punti di consegna potrebbero avere poco gas a disposizione. Ma prima di allarmarci per un evento che, almeno statisticamente negli ultimi 64 anni e’ accaduto solo 3-4 volte facciamo un po’ di conti.
Conti alla mano se la nostra stima e’ corretta e finiamo a 900bcf circa, per riempire almeno fino a 3.5TCF sarà necessario iniettare 2.6 TCF. La media degli ultimi 5 anni e’ di circa 2TCF di iniezioni estive. E’ possibile raggiungere 2.6TCF?
Beh teoricamente si, basta ridurre ulteriormente la domanda non legata al meteo.
Sul forum migliore imperdibile per chi trada il gas naturale, il canadese First Enercast Financial , impazza l’analisi scatter per dimostrare quale sia la situazione del bilancio domanda/offerta rispetto agli anni passati. Anche io ho fatto la mia e i risultati sono presentati nella figura 3. Con i punti blu si indicano le osservazioni delle ultime 52 settimane (2013-14), con i punti rossi le precedenti 52 settimane (2012-13) e con i rombi neri le osservazioni settimanali relative agli anni solari dal 2009 al 2013. Si può notare come la situazione sembri molto tirata quest’anno, linea blu rispetto sia alla regressione degli ultimi 5 anni e alla regressione dello stesso periodo dello scorso anno. Questa apparente situazione e’ data dal fatto che mai come quest’anno i freeze off hanno inibito l’offerta rendendo appunto il bilancio apparentemente molto tirato. L’ultimo dato scorte che ho a disposizione, quello relativo alla settimana conclusa il 28 Febbraio, e’ uscito a -152 e ci segnala che siamo circa 3bcf al giorno più allentati rispetto al modello lineare 13-14. Questa non e’ affatto una sorpresa, considerando appunto che i fenomeni di freeze off sono abbastanza rientrati e che a questi prezzi il carbone e’ conveniente, nella maggior parte delle aree dove e’ possibile fare lo “switching”. Il dato però, secondo i miei calcoli, rende il confronto sia con i modelli lineari dello scorso anno che con quello dei 5 anni piuttosto neutro. Praticamente pari con il 5 anni e leggermente più allentato (quasi 1 bcf al giorno) rispetto al modello rappresentativo dello scorso anno.
Insomma per raggiungere i 3.5TCF, livello considerato abbastanza sicuro per un inverno normale, dobbiamo recuperare almeno altri 3bcf al giorno in media. Dall’analisi di regressione non sembra esserci però tanto spazio per recuperarli attraverso la distruzione della domanda e, a mio avviso, la salvezza dovrà arrivare dall’offerta. In effetti tutti i principali analisti sono convinti che l’offerta ritornerà velocemente a livelli record al di sopra dei 70 bcf al giorno già a fine Marzo. Attenzione però che se l’offerta langue o non e’ sufficiente a recuperare questi 3bcf al giorno, l’unico altro modo per rimettere in bilancio la situazione domanda/offerta e’ ridurre la domanda attraverso l’aumento del prezzo.
Per il momento, nonostante i prezzi delle scadenze vicine siano saliti a livelli che non si vedevano da anni, i mesi più lontani sono rimasti piuttosto tranquilli. Questo segnala che il mercato ancora crede nella potenza dell’offerta e non e’ preoccupato per il medio periodo.
Io rimango scettico sulle potenzialità di discesa del prezzo e se non comincio a vedere velocemente un ulteriore allentamento del bilancio domanda e offerta, credo che le probabilità di rivedere livelli vicini ai $5,00 aumenteranno specialmente sui contratti estivi. Per ulteriori strategie su come posizionarsi su questo mercato potete consultare la pagina del servizio di segnali operativi “commodity trading” curato da Giancarlo Dall’Aglio con il quale condividiamo alcune delle analisi di LEM Commodities Research
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