Stefano Dotti jr., Il Sole 24 Ore 2/2/2012, 2 febbraio 2012
SEMPRE MENO PETROLIO DALL’IRAN
Il prezzo del petrolio è sostanzialmente stabile dall’inizio dell’anno: le fluttuazioni giornaliere spesso superano 1,5 dollari al barile, ma non sembra esserci la tendenza a uscire dalla fascia 110-115 $/bbl per il Brent. Anche ieri i rialzi, motivati con l’ottimismo delle Borse europee, si sono mitigati nel pomeriggio e il Brent ha chiuso a 111,56 (+0,5%), ampliando lo spread con il Wti, sceso a 97,61 $/bbl (-0,9%).
Le statistiche settimanali sulle scorte Usa avevano un contenuto ribassista: sono cresciuti il greggio (+4,2 milioni di barili) e le benzine (+3 mb), mentre sono rimasti invariati i distillati medi. Gli stoccaggi sono aumentati anche a Cushing, con i consumi che ristagnano – a fronte di una produzione interna che è invece salita di 300 mbg nell’ultimo anno – e le lavorazioni delle raffinerie ridiscese all’81% della capacità.
Il disagio delle raffinerie cresce su entrambe le sponde dell’Atlantico. Il gigantesco impianto Hovensa di St.Croix (630mila bg, di Hess e Pdvsa) è stato chiuso e trasformato in deposito dopo aver perso 1,3 miliardi di $ negli ultimi due esercizi. La sua fermata libera ogni mese sul mercato 10-15 carichi di greggio venezuelano in più e altrettanti di West africani. In Europa intanto Petroplus ha fermato 3 raffinerie su 5. Quelle di Coryton (Gran Bretagna) e Ingolstadt (Germania) hanno un’autonomia di qualche giorno.
Sono anni che i margini di raffinazione sono sotto pressione per l’eccedenza di capacità, dopo la costruzione di enormi e moderne raffinerie in Far East, e per la volatilità dei mercati, diretti ormai dalla finanza, che distorcono la dinamica dei prezzi dei prodotti finiti rispetto alla materia prima. Le raffinerie a schema più semplice sono decisamente antieconomiche e il segnale del trend era stato dato già qualche anno fa da Bp e Shell, che iniziarono a ridimensionare il downstream, in favore dell’esplorazione e produzione di idrocarburi.
Anche in Italia le economie di raffinazione sono sotto pressione e la fermata per sei mesi di Marghera nasconde in realtà il vero obiettivo, che sarebbe la chiusura definitiva dell’impianto, com’era stato la scorsa primavera per la raffineria Tamoil di Cremona.
Il mercato fisico spot ha beneficiato negli ultimi giorni dell’embargo al greggio iraniano decretato dalla Ue. Formalmente ci sarà un periodo di grazia fino al 1° luglio, ma in pratica le vendite spot sono virtualmente già ferme, per l’impossibilità di siglare nuovi contratti dopo il 23 gennaio ed ancor più per la ritrosia degli armatori ad effettuare trasporti di greggio iraniano.
Oltre a esserci meno greggi iraniani, mancano del tutto i siriani. Il "sour" quindi si rinforza, spingendo l’Ural praticamente alla pari col Brent per consegne cif sia a Rotterdam sia nel Mediterraneo dal Mar Nero. Sul fronte degli "sweet" si è intanto quasi azzerata l’offerta di greggio sudanese, in genere diretto ai mercati orientali: da dieci giorni i pozzi sono fermi nel Sud Sudan, dove ha origine il 73% della produzione, a causa delle dispute sul transito del greggio, che dev’essere esportato dai porti del Nord (il pedaggio richiesto è addirittura 33 $/bbl).
In compenso prosegue la ripresa libica (la produzione è già ben oltre 1 mbg) e la deludente domanda di nafta penalizza i greggi sweet più leggeri da Nord Africa e Kazakhstan.
Da segnalare per la fine di febbraio l’atteso aumento di produzione irachena di 400mila barili giorno e l’apertura di otto nuovi terminali di caricazione nei pressi del terminal di Bassora. Il potenziamento avviene nella prospettiva di ulteriori aumenti di capacità produttiva che, insieme al contributo saudita, potranno essere utili ad affrontare un’eventuale uscita dal mercato della disponibilità iraniana dal mercato: sviluppo poco probabile, poiché – nonostante le sollecitazioni Usa e Ue – India e Cina continuano ad importare da Teheran ed anzi godranno di un sicuro beneficio concorrenziale.