Da sfavorito a campione? Il Brent potrebbe essere la rivelazione tra i benchmark petroliferi
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Nelle ultime settimane, quando il greggio ha toccato nuovi valori minimi, molti investitori si sono posizionati al rialzo, ma qual è il benchmark petrolifero che appare più allettante in questa fase? Il WTI ha suscitato maggiore interesse da parte della comunità finanziaria: per esempio, WisdomTree ha registrato afflussi per 2,7 miliardi di USD negli exchange traded products (ETP) relativi al WTI1 contro gli 0,7 miliardi di USD negli ETP relativi al Brent2. Crediamo che il Brent, benchmark un po’ trascurato, possa dare risultati migliori del WTI.
Nell’articolo “Racconto di due benchmark” abbiamo discusso le analogie e le differenze tra questi due importanti contratti futures sul petrolio. Questi due benchmark relativi a petroli “dolci” e leggeri sono molto simili ma, dal punto di vista finanziario, preferiamo il Brent per le ragioni seguenti:
- nel mese scorso il Brent è parso più solido del WTI nei confronti della volatilità del mercato;
- il contango del Brent è attualmente più basso rispetto al WTI, indice del fatto che il roll yield è meno aggressivo nel Brent che nel WTI;
- considerando i recuperi precedenti delle quotazioni del petrolio, osserviamo che in generale il Brent sovraperforma il WTI;
- nella crisi attuale del petrolio, pur considerando che l’accordo dell’OPEC+4 per ridurre la produzione è insufficiente per riequilibrare i mercati petroliferi nel breve termine, il taglio coordinato da parte dei grandi player internazionali può essere indice di una ripresa più sostenibile per il Brent che non per il WTI.
In questo articolo approfondiremo ulteriormente queste argomentazioni.
Volatilità del mercato e prezzi negativi
Ci troviamo in un periodo caratterizzato da un livello di volatilità del petrolio senza precedenti5. Finora il Brent ha affrontato più brillantemente il problema della volatilità.
Il 20 aprile 2020 un contratto Nymex WTI prossimo alla scadenza è stato quotato a prezzo negativo6: è la prima volta che ciò accade per un contratto futures sul greggio e questo ha colto di sorpresa la maggior parte degli investitori. Guardando a ritroso, possiamo individuare una vulnerabilità chiave nel contratto WTI: trattandosi di un future a consegna, occorre prendere alcuni provvedimenti per evitare la consegna. Questo tipo di contratto comporta che, alla propria scadenza (a meno che il contratto non venga chiuso per mezzo di un’operazione di segno contrario), un investitore titolare di un contratto long futures long riceva 1.000 barili di petrolio (il lotto di negoziazione per i contratti è pari a 1.000 barili). In tempi normali le operazioni sono fluide e non ci si preoccupa troppo di dovere accidentalmente ritirare dei barili di petrolio: difatti, secondo l’Energy Information Administration (EIA) la consegna si verifica solo per l’1% dei contratti; tuttavia, mentre il contratto WTI di maggio era ormai prossimo alla scadenza, una combinazione di scarsa liquidità e di vincoli infrastrutturali ha spinto il prezzo in territorio negativo. Chi ha cercato di chiudere il 20 aprile i contratti WTI di marzo ha forse aspettato troppo e non è riuscito a trovare nessuno che intendesse assumere il ruolo della controparte del contratto in un mercato con scarsa liquidità. La principale preoccupazione era costituita dalla mancanza di spazio per lo stoccaggio a Cushing, Oklahoma, dove vengono regolati i contratti. Secondo i dati dell’EIA, la capacità di stoccaggio operativo era stata sfruttata ovunque dal 76% all’81% (percentuali di gran lunga superiori al tasso normale del 50%); inoltre la capacità residua era stata molto probabilmente concessa in locazione o impegnata altrimenti. In questi tempi disperati alcuni investitori in futures che hanno chiuso contratti WTI hanno pagato la controparte per liquidare il contratto prima della scadenza ed evitare la consegna, dato che lo stoccaggio era divenuto troppo difficile e/o costoso. Ciò ha trascinato il benchmark in territorio negativo per diverse ore.
Il Brent, scambiato sull’Intercontinental Exchange (ICE), è meno esposto al rischio di subire l’impatto dei prezzi negativi. A scanso di equivoci, l’ICE non ha escluso la possibilità che i prezzi possano scendere sotto lo zero, ma trattandosi di un contratto regolato in contanti, è più difficile individuare il motivo per una simile eventualità; il regolamento in contanti implica che, alla scadenza del contratto, ai titolari di futures venga accreditata o addebitata la differenza tra il prezzo iniziale e il regolamento finale. Poiché non esiste il rischio della corsa allo stoccaggio o la possibilità che un acquirente abbia accesso allo spazio di stoccaggio disponibile, viene a mancare la causa all’origine dei prezzi negativi.
I futures sul greggio WTI che coprono due mercati distinti (la consegna fisica e gli speculatori del mercato finanziario) hanno incontrato un intoppo; il Brent, d’altro canto, dispone di un mercato dei contratti a termine per la consegna fisica e di un mercato dei futures per gli speculatori dei mercati finanziari. È previsto un meccanismo di esecuzione fuori borsa (transazione negoziata su base bilaterale) per l’Exchange for Physical (EFO) che serve a garantire che non si verifichi una dissociazione eccessiva tra il mercato fisico e quello dei futures. Nelle ultime settimane il differenziale tra i due mercati è aumentato, ma non c’erano segnali che indicassero un azzeramento (o peggio) per i futures sul Brent.
Infatti il 30 aprile, data di scadenza del contratto Brent di giugno, il contratto attivo è diventato quello di luglio e questa transizione è avvenuta senza problemi. Il 30, verso la chiusura del mercato, il prezzo di luglio si è avvicinato al prezzo di chiusura del contratto di giugno (25,39 USD/barile) e poi è rimbalzato nel giorno di contrattazione successivo.
Grafico 1: il 30 aprile il contratto Brent di luglio è subentrato senza problemi a quello di giugno come contratto attivo
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Fonte: WisdomTree, Bloomberg. Periodo dal 28 aprile al 1° maggio 2020, dati di negoziazione a livello infragiornaliero in USD.
La prestazione storica non è un’indicazione della prestazione futura e qualsiasi investimento può perdere di valore.
Anche se il Brent è più costoso del WTI, la differenza tra i prezzi non è eccessiva: gli investitori non stanno pagando più del dovuto per avere un prezzo di riferimento più stabile. Negli ultimi 10 anni il differenziale Brent-WTI è stato in media pari a 7,79 USD/barile (nel periodo tra il 4 maggio 2010 e il 4 maggio 2020, dati front month di Bloomberg); oggi il differenziale è di 7,36 USD/barile, perfettamente in linea con quella media storica.
Il roll yield è meno aggressivo nel Brent
Nell’articolo “Commodity, ETPs are exposed to futures contracts, not the physical spot. Why does it matter?” [“Materie prime: gli ETP sono esposti ai contratti futures, non al mercato fisico. Perché questo è importante?”] spieghiamo perché la forma della curva dei futures può incidere significativamente sul rendimento complessivo di un investimento nei futures sul petrolio. Oggi partiamo da una situazione in cui il contango del Brent è inferiore rispetto al WTI, un aspetto potenzialmente in grado di avvantaggiare i nuovi investitori nel Brent rispetto ai nuovi investitori nel WTI.
Grafico 2: la curva dei futures sul Brent è meno ripida rispetto a quella dei futures sul WTI
Fonte: WisdomTree, Bloomberg. Aggiornamento al 4/5/2020. Nota: nel caso del WTI il contratto attivo è quello di giugno, mentre nel caso del Brent è quello di luglio.
La performance storica non è un’indicazione della performance futura e qualsiasi investimento può perdere di valore.
Il Brent ha spesso sovraperformato il WTI nelle fasi di ripresa
Storicamente tra il Brent e il WTI c’è una correlazione molto forte7: è dunque assai probabile che, se un benchmark petrolifero è in ripresa, lo sia anche l’altro. In base alla nostra analisi di quattro periodi in cui i prezzi del petrolio sono crollati e poi risaliti, abbiamo notato che nelle fasi di rialzo il Brent sovraperforma in generale il WTI (cfr. il grafico 3). Questi dati si basano tutti sulle serie Bloomberg Commodity Subindices Excess Return, che tengono conto degli effetti del rollover tra contratti8. Ciò è importante perché la forma della curva dei futures incide sul rendimento per gli investitori, come detto più sopra.
Grafico 3: in genere le fasi di ripresa avvantaggiano il Brent rispetto al WTI
Fonte: WisdomTree, Bloomberg. Sono stati presi in esame quattro periodi biennali distinti: dal 10 dicembre 1997 al 10 dicembre 1999, dal 15 novembre 2000 al 15 novembre 2002, dal 12 febbraio 2008 al 12 febbraio 2010 e dall’11 febbraio 2015 all’11 febbraio 2017.
La performance storica non è un’indicazione della performance futura e qualsiasi investimento può perdere di valore.
Gli interventi dell’OPEC potrebbero avvantaggiare sproporzionatamente il Brent
Se è vero che ogni crollo e la successiva ripresa dei prezzi del petrolio hanno le loro cause e i loro sviluppi, c’è un fattore che li accomuna nella fase di ripresa, ossia gli sforzi profusi dai membri dell’OPEC che hanno cercato di riequilibrare i mercati. In genere questi membri usano il Brent come parametro di riferimento e, pertanto, spesso il Brent reagisce più del WTI agli interventi dell’OPEC.
Pur ritenendo che l’accordo dell’OPEC+ sia insufficiente per restaurare l’equilibrio dei mercati nel breve termine9, crediamo che la durata dell’accordo offra speranze in tal senso nel lungo periodo. È incoraggiante che l’Arabia Saudita e la Russia abbiano cominciato a ridurre la produzione prima della data ufficiale di partenza (maggio 2020); si temeva infatti, tra l’altro, che questi tagli avessero inizio molto tardi. Supponendo che l’accordo venga rigorosamente rispettato, potremmo assistere ancora una volta a una sovraperformance del Brent rispetto al WTI.
Nel breve termine potrebbe verificarsi un’ondata di fallimenti nel settore del petrolio e del gas negli USA, con un conseguente ribasso della produzione statunitense; gli USA sono infatti uno dei produttori più versatili al mondo e potrebbero cominciare ad adattare la produzione in tempi relativamente rapidi, ma gli aiuti della Fed a favore del settore petrolifero e di quello del gas in difficoltà potrebbero rallentare tale adattamento. Nell’anno delle elezioni presidenziali, crediamo che questo sia uno sviluppo probabile; i recenti adeguamenti operati dalla Federal Reserve spalancano inoltre le porte a un maggior numero di aziende del settore summenzionato che accedono al programma di prestiti alle imprese “Main Street”10.
La produzione statunitense di scisto in luoghi degli USA privi di sbocchi sul mare può incontrare difficoltà più gravi del solito per raggiungere le destinazioni di esportazione in un periodo in cui le navi vengono prenotate con vari mesi di anticipo per lo stoccaggio del petrolio e i gasdotti impiegati per trasportarlo verso le coste sono costantemente pieni. Oggi il processo di adattamento degli Stati Uniti potrebbe rivelarsi più lento rispetto al passato.
Crediamo nel complesso che gli interventi dell’OPEC+ (a vantaggio del Brent) possano favorire maggiormente l’equilibrio del mercato mondiale rispetto agli interventi di altri (ivi compresi gli Stati Uniti): dalla riunione del G20 svoltasi il 10 aprile 2020 è emerso che i paesi al di fuori dell’OPEC+ non sono particolarmente disponibili a intraprendere azioni decisive.
1 West Texas Intermediate
2 Dati dal 1° gennaio 2020 al 1° maggio 2020
3 Il contango è una situazione in cui il prezzo dei futures su una commodity è superiore al prezzo spot. Si verifica di norma quando si prevede che il prezzo di un asset aumenti nel tempo, determinando un’inclinazione verso l’alto della curva a termine
4 L’Organizzazione dei paesi esportatori di petrolio e i suoi paesi partner
5 Cfr. Un’epoca di volatilità senza precedenti per il petrolio, 27 marzo 2020
6 I futures sul primo mese di Nymex WTI sono negativi: cosa significa per gli ETP (exchange-traded product) sul petrolio?, 21 aprile 2020
7 0,95 dal marzo 1990 al marzo 2020, sulla base di dati mensili dei Bloomberg Commodity Subindices
8 Cfr. l’articolo “Commodity, ETPs are exposed to futures contracts, not the physical spot. Why does it matter?”, maggio 2020
9 Cfr. OPEC+ reaches a historic deal: but is it enough?, 14 aprile 2020.
10 Al 30 aprile 2020, le società ammesse al programma sono quelle più grandi e maggiormente indebitate; la portata di questo provvedimento è stata ampliata fino al punto di includere piccole compagnie petrolifere