La raffineria è la più grande del Midwest degli Stati Uniti e lavora più di 400.000 barili al giorno, quindi la chiusura prolungata per i controlli di sicurezza e i processi di riavvio minaccia di ridurre significativamente il consumo di greggio.
È probabile che le eccedenze di greggio si accumulino nel Midwest e soprattutto intorno al punto di consegna NYMEX di Cushing, in Oklahoma.
Prima dell'interruzione di corrente, le scorte di Cushing si stavano esaurendo e gli investitori si stavano posizionando per una compressione delle forniture consegnabili.
La prospettiva di una stretta aveva sollevato i prezzi del greggio statunitense e del Brent, ma il guasto ha ritardato l'ulteriore esaurimento e ha fatto scivolare i prezzi.
Libro dei grafici: Posizioni nel settore del petrolio e del gas
Gli hedge fund e altri money manager hanno venduto l'equivalente di 86 milioni di barili nei sei contratti futures e opzioni più importanti legati al petrolio nei sette giorni terminati il 6 febbraio.
Ci sono state forti vendite di NYMEX e ICE WTI (-62 milioni di barili) e Brent (-23 milioni), in quanto i gestori di fondi hanno anticipato un aumento significativo della quantità di greggio disponibile.
I fondi hanno venduto il WTI al ritmo più veloce dall'ottobre 2023 e prima ancora dal luglio 2021, poiché la prospettiva di una stretta si è allontanata.
La posizione combinata nel WTI è stata ridotta ad un minimo di tre settimane di 55 milioni di barili (4° percentile per tutte le settimane dal 2013) rispetto ai 117 milioni di barili (16° percentile) della settimana precedente.
I gestori di fondi avevano cercato di tornare ad essere rialzisti sul WTI dalla metà di gennaio, sulla prospettiva di un esaurimento sostenuto delle scorte e di una rinnovata crescita dell'industria manifatturiera statunitense.
Ma il blackout di Whiting ha fatto slittare questo scenario di almeno diverse settimane.
COMBUSTIBILI RAFFINATI
I gestori di fondi sono stati grandi acquirenti di gasolio europeo (+17 milioni di barili), anche se hanno venduto diesel statunitense (-7 milioni) e benzina (-11 milioni).
I fondi sono diventati progressivamente meno ribassisti sul gasolio, grazie ai segnali di una recessione industriale europea prossima alla fine e all'interruzione del commercio est-ovest a causa degli attacchi alla navigazione nel Mar Rosso.
La posizione lunga netta in futures e opzioni sul gasolio è aumentata a 50 milioni di barili (57° percentile) rispetto a 1 milione (9° percentile) del 12 dicembre.
Le posizioni lunghe rialziste hanno superato quelle corte ribassiste in un rapporto di 2,24:1 (32° percentile), rispetto a 1,02:1 (9° percentile) di otto settimane prima.
È interessante notare che l'interruzione della produzione di carburante a Whiting non ha provocato nuovi acquisti di futures di benzina e diesel statunitensi.
Invece, i gestori di fondi hanno realizzato i profitti sulle precedenti posizioni lunghe rialziste, dopo un periodo in cui gli investitori erano stati ottimisti sulle prospettive dei carburanti statunitensi.
GAS NATURALE STATUNITENSE
Gli investitori di portafoglio hanno disperato di un precoce riequilibrio del mercato del gas statunitense, con il ritorno del clima mite e l'ulteriore aumento delle scorte di gas in eccesso.
Gli hedge fund e altri gestori di denaro hanno venduto l'equivalente di 401 miliardi di piedi cubi (bcf) nei due principali contratti futures e opzioni legati al prezzo del gas a Henry Hub in Louisiana.
I fondi sono stati venditori netti per tre settimane consecutive, riducendo la loro posizione di un totale di 1.296 bcf dal 16 gennaio.
Di conseguenza, i gestori di fondi hanno detenuto una posizione corta netta di 885 bcf (10° percentile per tutte le settimane dal 2010), in calo rispetto ad una posizione lunga netta di 410 bcf (42° percentile) di tre settimane prima.
Questa è la terza volta dalla metà del 2023 che i gestori di fondi hanno cercato di costruire una posizione rialzista, per poi essere costretti a ritirarsi perché le scorte sono rimaste al di sopra della media.
Le scorte di gas di lavoro erano 239 bcf (+10% o +0,77 deviazioni standard) al di sopra della media stagionale decennale il 2 febbraio, rispetto ad un surplus di 64 bcf (+2% o +0,24 deviazioni standard) all'inizio della stagione di riscaldamento il 1° ottobre.
I futures del mese anteriore hanno registrato una media di appena 1,97 dollari per milione di unità termiche britanniche a febbraio, la più bassa da oltre tre decenni, se si tiene conto dell'inflazione.
I prezzi stanno inviando il segnale più forte possibile che la produzione deve rallentare e incoraggiare un maggiore consumo da parte dei produttori di energia per eliminare le scorte in eccesso.
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John Kemp è un analista di mercato di Reuters. Le opinioni espresse sono sue. Segua i suoi commenti su X https://twitter.com/JKempEnergy (Scrittura di John Kemp; Redazione di Susan Fenton)
