Analisi di mercato dal 01 al 31 Dicembre 2020
Il mese di dicembre ha visto un fermo recupero dei prezzi delle commodities e del mercato elettrico europeo, sostenuto dal rialzo di CO2, carbone e gas. Le quotazioni del Cal21...
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Il mese di dicembre ha visto un fermo recupero dei prezzi delle commodities e del mercato elettrico europeo, sostenuto dal rialzo di CO2, carbone e gas. Le quotazioni del Cal21 PSV sono passate da un valore medio a novembre di poco superiore a 14 €/MWh a un consuntivo prossimo a 16 €/MWh a dicembre, guadagnando quindi più del 10% su base mensile, mentre il prezzo elettrico forward Cal21 BL da una media per novembre di poco superiore a 47.5 €/MWh si è portato in prossimità dei 54 €/MWh in media a dicembre. Il gas europeo e, a cascata, quello italiano hanno beneficiato del forte recupero del mercato mondiale del GNL. Problemi in diversi siti di produzione e ritardi nei trasporti legati a congestioni nel canale di Panama e al conseguente cambiamento delle rotte dagli Stati Uniti verso l’Asia (via capo di Buona Speranza e canale di Suez) si sono combinati con la ripresa della domanda asiatica (grazie al fermo recupero dell’economia cinese, a previsioni di temperature inferiori alla norma e all’annuncio di una massiccia riduzione dell’uso del carbone per produzione termoelettrica in Sud Corea). Il rialzo dei prezzi forward gas, unito a quello del carbone e della CO2, si è riverberato sui prezzi forward elettrici.
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Dopo i minimi marcati a inizio mese sia dal mercato future gas che elettrico, le quotazioni del Cal21 PSV hanno avuto un andamento sostanzialmente laterale, con il recupero degli ultimi giorni che porta ad un bilancio per il mese modestamente positivo (+3% da fine ottobre). Il Cal21 Power Italia ha messo a segno un recupero del 8% leggermente più significativo del PSV, aiutato dal fermo recupero della CO2. I mercati finanziari, a cui la CO2 è strettamente correlata, hanno infatti iniziato a scontare un ritorno alla normalità e una conseguente ripresa della domanda in tempi più brevi di quanto precedentemente atteso, dopo gli ottimistici annunci di Pfizer e Moderna sul vaccino. Sul mercato gas, più legato a dinamiche fisiche soprattutto nei mesi invernali, hanno invece pesato, limitando lo spazio al rialzo, la riduzione della tensione sull’offerta in Europa, grazie alla normalizzazione dei flussi dalla Norvegia e all’incremento degli arrivi di GNL (+40% rispetto a ottobre), oltre a temperature superiori alla media stagionale e livelli delle scorte ancora in prossimità dei massimi.
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Nel corso di questo mese l’andamento del mercato elettrico è stato divergente rispetto a quello del gas, Sostenuto quest’ultimo da fattori rialzisti di breve termine. non ha impedito al prezzo elettrico di perdere terreno. Il mese di ottobre ha infatti visto proseguire il movimento ribassista dei prezzi forward BL, su cui pesa la forte incertezza circa la ripresa economica. Mentre sul mercato spot il PUN media di ottobre si sta consuntivando oltre il 10% al di sotto del prezzo medio di settembre, con l’abbassamento delle temperature che riduce la richiesta, le ultime quotazioni del Cal21 e il Cal22 sono circa il 6% al di sotto di quelle di fine settembre, non risentendo della componente stagionale, la migliore performance del mercato a breve del gas è riconducibile a alla riduzione dei flussi dalla Norvegia e al prolungarsi di manutenzioni sugli impianti nucleari francesi che hanno comportato un aumento della domanda. Il PSV DA ha quindi guadagnato in media oltre il 16% rispetto a settembre, sostenendo anche le quotazioni a termine che, nonostante il peggioramento delle prospettive per i prossimi mesi, sono rimaste sostanzialmente stabili.
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L’evoluzione del prezzo elettrico forward nel mese di settembre è stata significativamente influenzata dall’andamento del prezzo della CO2 che dopo un’iniziale flessione si è...
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L’evoluzione del prezzo elettrico forward nel mese di settembre è stata significativamente influenzata dall’andamento del prezzo della CO2 che dopo un’iniziale flessione si è spinta fino al test dei massimi storici in prossimità di quota 31 €/ton.
Spinta dal rinnovato ottimismo del mercato finanziario e dalle aspettative degli operatori sulla definizione del nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 della Commissione Europea (target che è stato effettivamente spostato a -55% dal precedente -40% rispetto ai livelli del 1990, con un ruolo chiave attribuito all’ETS). Le quotazioni del Cal21 BL si sono quindi stabilizzate attorno ad una media di 50 €/MWh, beneficiando anche di una parziale revisione in senso migliorativo del quadro macroeconomico, quindi delle prospettive di crescita e del contestuale recupero del prezzo gas. Il forward sul PSV ha trovato supporto nel recupero dei prezzi futuri al TTF, a loro volta spinti al rialzo dalle migliorate prospettive di crescita della domanda asiatica di GNL. Il Cal21 PSV si attesta quindi in media poco al di sotto di 15 €/MWh per il mese di settembre.
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I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno...
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I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno chiuso, come normalmente avviene nelle due settimane centrali del mese, per recuperare il precedente fermo della produzione e delle vendite dovuto alle misure di contenimento del Covid-19.
Il PUN medio mensile si consuntiverà di poco al di sopra di 40 €/MWh, mettendo a segno un recupero prossimo al 15% rispetto a luglio. La quotazione del Cal21 BL a fine agosto è invece del 10% superiore a quella del 31 luglio, avendo assorbito il contestuale rialzo del prezzo del gas, ma scontando ancora l’incertezza della ripresa nei mesi autunnali e a inizio 2021. I prezzi spot al TTF hanno recuperato velocemente terreno trainando i forward. Il rialzo è legato a quello del GNL (temporanea chiusura dell’importante impianto di liquefazione di Gorgon in Australia e fermo della produzione nel Golfo del Mes
sico causata dall’uragano Laura), alla temporanea riduzione dei flussi di gas da Russia e Norvegia e al ridotto apporto di produzione elettrica del nucleare francese. Nonostante gli stoccaggi europei fossero prossimi al pieno riempimento già a fine luglio, la domanda da iniezione è inoltre stata sostenuta dall’Ucraina, dove i livelli delle scorte sono oltre il 40% superiori a quelli del 2019.
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I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva...
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I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva ripresa delle attività produttive, in linea con le nostre aspettative. La ripresa dei consumi ha sostenuto le quotazioni, portando il PUN a stabilizzarsi nell’intorno dei 35 €/MWh. I consumi da inizio anno sono comunque di circa il 7% inferiori alla media degli ultimi cinque anni e il PUN sta trattando ancora oltre 15 €/MWh al di sotto del prezzo medio stagionale. I prezzi forward scontano un ulteriore recupero. Il Cal21 BL medio a luglio si è attestato oltre 11.5 €/MWh al di sopra del PUN, mentre il time-spread medio Cal22-Cal21 a luglio è di poco superiore ai 2 €/MWh. In Italia, la domanda gas a luglio è stata superiore alla media degli ultimi cinque anni, con i bassi livelli di prezzo che mantengono i cicli combinati competitivi rispetto al carbone. Il mercato internazionale del gas resta sotto pressione. I prezzi spot NBP e TTF sono ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 89%. Il TTF a luglio sti sta infatti consuntivando poco al di sopra dei 5 €/MWh, mentre il prezzo medio al PSV non raggiunge i 6.5 €/MWh, entrambi circa il 70% al di sotto della media stagionale.
La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20...
Leggi di più >La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20 €/MWh al di sotto dei prezzi dell’anno scorso.
La domanda di gas ha a sua volta ripreso, con la forte competitività dei cicli combinati rispetto al carbone che ne hanno favorito il consumo, e nelle ultime settimane anche i prezzi spot al PSV hanno accennato a una timida ripresa. Il mercato del gas internazionale resta comunque sotto pressione con prezzi spot NBP e TTF ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 80%. I prezzi forward sul mercato elettrico hanno recuperato terreno seppur lentamente (il BL Italia Cal +1 ha registrato un guadagno di circa il 4%), scontando un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno, mentre il mercato forward gas è rimasto stabile, con i livelli elevati di stoccaggio e l’abbondante offerta di GNL a basso costo che ne hanno limitato le possibilità di recupero.
Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine...
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Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine aprile a fine maggio ha perso più del 30% e il PSV d+1 circa il 25%. Il mercato del gas internazionale sta assistendo alla discesa dei prezzi spot al di sotto di livelli considerati fino a pochi mesi fa invalicabili, con quotazioni NBP e TTF per la prima volta inferiori all’Henry Hub. La disponibilità di GNL a basso costo e livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa in media superiori al 70% sono tra le cause principali della discesa dei prezzi gas e a cascata di quelli elettrici in un contesto di domanda ancora inferiore alle medie stagionali e di una primavera mite. In questo contesto, la tenuta dei prezzi forward (sia il BL Italia Cal +1 che il PSV Cal +1 registrano una variazione mensile positiva poco inferiore al 1%) è da ricondurre all’aspettativa di una ripresa della domanda e di un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno.
La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile...
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La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile (consuntivo al 26) rispetto al 2019 del 10% per l’elettrico e del 9% per il gas.
Il forte shock sulla domanda ha aggravato un quadro già ribassista a inizio 2020, caratterizzato da scorte di gas superiori alla media stagionale, abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo.
Il mercato petrolifero è rimasto a sua volta debole, con la forte incertezza sulla possibilità di una ripresa consistente della domanda nel 2020, l’abbondanza dell’offerta e gli alti costi di stoccaggio che hanno pesato sulle quotazioni, nonostante la recente ricomposizione dell’OPEC Plus e la contestuale decisione di ridurre la produzione per maggio e giugno di 9.7 mln di barili al giorno.
Nel corso del mese di aprile il prezzo gas Cal21 al PSV ha toccato un minimo a 13.95 €/MWh, mentre sul mercato elettrico il minimo di aprile per il Cal21 BL è stato a 43.90 €/MWh.
La strategia di contenimento del Covid-19 comporta la sospensione del 60% delle attività produttive e commerciali e limita i trasferimenti delle persone, con significativo...
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La strategia di contenimento del Covid-19 comporta la sospensione del 60% delle attività produttive e commerciali e limita i trasferimenti delle persone, con significativo impatto sui consumi. Il conseguente forte shock sulla domanda aggrava il quadro già ribassista a inizio 2020.
Scorte di gas particolarmente alte, l’abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo e la debolezza del mercato petrolifero avevano spinto il prezzo del Cal21 al PSV sotto i 17 €/MWh. Le misure restrittive imposte a marzo hanno comportato ulteriori significative perdite, con il Cal21 ora in area 14.0 €/MWh. Sul mercato elettrico, il Cal21 BL ha mantenuto un andamento coerente con quello del PSV e con i prezzi forward europei, testando quindi area 50 €/Mwh ai primi di febbraio e accelerando bruscamente al ribasso in concomitanza con la crisi sanitaria, per arrivare a toccare un minimo a 42.7 €/MWh il 23 di marzo.
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Una delle decisioni più spinose quando si deve gestire un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing riguarda l’opportunità di non fissare il prezzo di una parte dei...
Leggi di più >Una delle decisioni più spinose quando si deve gestire un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing riguarda l’opportunità di non fissare il prezzo di una parte dei volumi contrattuali, entrando nel periodo di consumo (detto periodo di delivery) parzialmente esposti al prezzo del mercato spot.
Per compiere questa scelta è necessario dotarsi degli strumenti giusti e comprendere e valutare attentamente i pro e i contro, oltre che le tempistiche.
Il vantaggio innegabile del prezzo indicizzato in delivery è l’opportunità di ottenere un risparmio, anche importante, nel caso in cui i prezzi spot siano più bassi rispetto alle quotazioni forward precedenti il periodo di consumo. Se i prezzi in delivery sono effettivamente minori rispetto al prezzo del “potenziale fixing” allora il delta prezzo costituisce una ottimizzazione interessante.
Come valutare dunque il costo/opportunità del rimanere esposti ai prezzi spot (ovvero non rischiedere gli ultimi fixing) e quando compiere questa scelta?
> View di mercato: Innanzitutto è importante la view di mercato. Se il mercato è ribassista e avvicinandosi al periodo della delivery le condizioni dei fondamentali indicano che la discesa dei prezzi dovrebbe continuare indisturbata, allora ha senso valutare se richiedere gli ultimi fixing (comunque a prezzi migliori rispetto ai mesi precedenti) o se mantenere una parte di volume indicizzato in delivery e provare a cogliere l’opportunità di un ribasso ulteriore.
In una situazione di mercato teso al rialzo, invece, prima ancora di valutare se rimanere a prezzo variabile in delivery è necessario valutare quanto si è disposti a sopportare come costo aggiuntivo se il mercato rialzista effettivamente permane a lungo. Non è prudente non richiedere un fixing (perché oggi il prezzo è troppo alto) sperando in un cambio di direzione dei prezzi non supportato dalla view di mercato, è un po' come non fermarsi all’ultimo benzinaio quando si è in riserva sperando di arrivare al successivo con l’automobile ancora in moto.
> Quantificare il risparmio atteso: Oltre alla view di mercato, imprescindibile per poter compiere la giusta scelta, è utile avere in mente quale porzione di volume eventualmente lasciare a prezzo variabile e fare due conti (una sorta di sensitivity analysis) per quantificare il potenziale guadagno o perdita a cui si può andare incontro.
Facendo un semplice esempio, un cliente vuole valutare se lasciare a prezzo variabile una porzione di volume pari a 1 MW baseload (cifra tonda per semplicità) sul Q4-2021. Il volume complessivo in MWh si calcola moltiplicando 1 MW per le ore del Q4-2021, ovvero 2.209 e sarà dunque pari a 2.209 MWh. Per ogni €/MWh in più o in meno dei prezzi, il delta in € per il cliente è 2.209 €.
Questo serve per avere un ordine di grandezza delle conseguenze, positive o negative, di un movimento dei prezzi unitario rispetto al costo della propria fornitura. A questo punto si può valutare il potenziale di risparmio o perdita suggerito dalla view di mercato e capire se vale la pena o meno rimanere esposti al prezzo variabile.
Nel caso in cui manchino diversi mesi prima dell’inizio della delivery e la view di mercato sia fortemente ribassista può valer la pena di non richiedere l’ultimo fixing per concedere il tempo ai prezzi di fare la loro discesa, approfittando del ribasso atteso la cui ampiezza sarà poi il driver della scelta, insieme a una view bearish aggiornata/riconfermata.
Aver conseguito un risparmio rispetto a mesi prima consente al cliente di scegliere se “accontentarsi” di un fixing a prezzo più vantaggioso o rischiare la volatilità dei prezzi spot con la speranza di migliorare ulteriormente il prezzo di acquisto della fornitura. In questo caso quantificare il risparmio già conseguito in euro consente anche di valutare con maggior lucidità la decisione di entrare in delivery esposti al prezzo di mercato o meno.
Nel caso in cui il mercato sia impostato al rialzo, invece, la scelta dovrà necessariamente essere anticipata. Fare l’ultimo fixing prima che i prezzi possano salire ulteriormente di fatto è l’implicita scelta di non rimanere esposti ai prezzi in delivery.
In generale, dunque, quando i prezzi salgono la scelta deve essere anticipata, quando i prezzi scendono ci si può permettere di arrivare a pochi giorni prima del periodo di consumo per decidere se entrare in delivery con una porzione di volume a prezzo variabile o meno. Attenzione però a una piccola accortezza.
Al di là della maggior volatilità che si riscontra nei prezzi poco prima della delivery, è bene verificare non solo la disponibilità del fornitore per un fixing dell’ultimo minuto (l’alternativa alla scelta di non fare l’ultimo fixing, non si sa mai!) ma anche la liquidità del mercato. Periodi festivi come la fine di dicembre spesso inibiscono la possibilità del fornitore di offrire un prezzo conveniente per un fixing a causa della bassissima liquidità del mercato che comporta costi maggiori di operatività e quindi può venir meno la serenità con la quale sarebbe bene compiere questa scelta.
Per quanto la possibilità di risparmio possa essere estremamente interessante, dobbiamo ricordarci che le dinamiche dei prezzi spot possono essere difficili da prevedere con molto anticipo e un caldo improvviso, un freddo particolarmente pungente, scarsa produzione rinnovabile e altri fattori possono mordere i prezzi spot provocando swing di prezzo anche piuttosto importanti.
Questo è un rischio maggiore quando contrattualmente un fixing può esser richiesto solo su un periodo di tre mesi (quarters). Decidere se rimanere esposti ai prezzi del mercato spot per tre mesi consecutivi (nei quali può potenzialmente succedere qualunque cosa, da un lockdown che fa crollare i prezzi a un problema ad un tubo di gas che li fa impennare) è decisamente diverso dal compiere la stessa scelta per un unico mese alla volta.
In ogni caso, una buona view del mercato, unita alla capacità di valutare il potenziale impatto economico della scelta, sono il mix perfetto per compiere le scelte di ottimizzazione. Tutto sta alla propensione al rischio e agli obiettivi dell’ottimizzazione del singolo cliente e non esiste un metodo valido universalmente per compiere questo tipo di scelte. Anche perché se è vero che chi non risica non rosica, è anche vero che a volte è preferibile perdere una opportunità di risparmio piuttosto che esporsi a rischi che non si è certi di poter o voler sopportare.
Semplificare il monitoraggio dei prezzi del mercato dell’energia e le previsioni sugli andamenti futuri è fondamentale per ottimizzare la gestione del proprio contratto, o di...
Leggi di più >Semplificare il monitoraggio dei prezzi del mercato dell’energia e le previsioni sugli andamenti futuri è fondamentale per ottimizzare la gestione del proprio contratto, o di quello dei propri clienti.
Probabilmente sai già che tenere sotto controllo i prezzi e le previsioni è un’attività molto importante per qualsiasi attore del settore dell’energia B2B, poiché è sulla base di queste che gli operatori agiscono sul mercato, vendendo o comprando energia.
Abbiamo già affrontato questo tema, ad esempio approfondendo come funzionano le analisi o i modelli che vengono utilizzati dagli operatori , oppure evidenziando la differenza tra previsioni e fotografie dei prezzi di mercato.
Tuttavia, è importante tenere a mente che non si tratta di mansioni necessariamente alla portata di tutti: il tempo e le risorse imprescindibili per il monitoraggio, per la considerazione dei vari driver che possono influenzare l’andamento dei costi dell’energia, l’analisi di pattern che si ripetono ciclicamente -basti pensare al variare dei prezzi di gas&power al variare delle stagioni- sono moltissimi.
Ciò significa che non si tratta di una pratica alla portata di tutti; chi può permettersi di allocare risorse umane e finanziarie nell’analisi dei mercati è chiaramente avvantaggiato.
Questo è vero specialmente per i contratti a prezzo variabile con possibilità di fixing. Controllare costantemente l’andamento dei prezzi di gas&power permette di agire nel momento di discesa dei prezzi, fissando una parte della fornitura di energia nel momento più conveniente e avendo la possibilità di ottenere significativi risparmi sulla bolletta.
Questo principio è valido sia per chi gestisce i contratti energetici dei propri clienti, sia per i business che desiderano ottimizzare i propri contratti di fornitura.
Nonostante il prezzo variabile con possibilità di fixing comporti dei rischi in più rispetto al fisso, infatti, le possibilità di risparmio sono decisamente alte, a patto che si sappia cosa si sta facendo.
Infatti, effettuare dei fixing significa:
“[…] fissare il prezzo di una parte dei volumi o dell’intero profilo di consumo, previsto in un determinato periodo futuro alle condizioni economiche del mercato in quel momento. In questo modo il fixing consente al consumatore di trasformare un contratto a prezzo indicizzato in un contratto a prezzo fisso (in toto o in parte), eliminando il rischio di una salita dei prezzi ed il conseguente aumento dei costi di fornitura. »
In ogni caso, è bene rimanere al corrente sui cambiamenti di prezzo dell’energia anche in caso di contratto a prezzo fisso; infatti, nel momento di sottoscrizione della fornitura si sceglie il prezzo che si pagherà per l’intera durata del contratto sulla base del prezzo che c’è in quel momento.
Nel caso in cui il contratto venga firmato in concomitanza a un movimento rialzista e poco dopo i prezzi dovessero iniziare a calare, l’unica opzione sarebbe quella di aspettare una nuova sottoscrizione.
Capire il mercato energetico significa saperlo analizzare, per poter cogliere al meglio le opportunità del presente, e prepararsi per quelle future.
Per fare questo è necessario considerare, oltre al contesto macro-economico, anche tutti gli elementi che influenzano la domanda e l’offerta; parliamo in questo caso dei driver fondamentali, aspetti che impattano il sistema di domanda e offerta del mercato dell’energia. Inoltre, è da tenere a mente l’esistenza di elementi che possono avere un impatto psicologico sul mercato, cioè eventi che possono provocare reazioni sui mercati, influenzando gli operatori. Infine, un buon analista ha a disposizione anche l’esperienza dalla sua parte; le dinamiche di mercato passate possono infatti fornire utili indicazioni circa gli andamenti futuri.
Di fronte ad un numero così grande di variabili, è chiaro come realizzare uno scenario dei prezzi futuri affidabile non sia poi così semplice. Bisogna anche pensare al fatto che uno scenario come si deve debba aggiornarsi al cambiare delle condizioni che lo determinano, quindi è richiesto un costante lavoro di analisi degli scenari per poi reagire di conseguenza.
Ciò significa che, per poter svolgere queste attività in maniera utile, è necessario disporre di risorse in grado di dedicare tempo e sforzi all’analisi di mercato, oppure affidarsi ad enti esterni.
Esiste un modo per ottimizzare i propri contratti di fornitura, o quelli dei clienti B2B, democratizzando un servizio che non è alla portata di tutti nello stesso modo?
Il primo punto è trovare previsioni affidabili, possibilmente realizzate da parte di chi può vantare esperienza sui mercati. YEM optimization si avvale delle analisi di mercato del partner REF-E, che tramite il suo Osservatorio realizza previsioni sull’andamento dei prezzi forward.
Come detto prima però, le previsioni da sole non bastano. Per questo motivo YEM optimization si avvale di algoritmi in grado di individuare i minimi storici e di consigliare in maniera accurata e sempre aggiornata quando e quali fixing effettuare, sulla base dei trend di mercato combinati alle esigenze di ogni contratto.
I dati di REF-E sono elaborati in tempo reale, e grazie all’aiuto di modelli matematici in grado di simulare le dinamiche degli andamenti di prezzo dei mercati si può recepire in pochissimo tempo anche l’impatto di avvenimenti imprevisti come la pandemia globale o il blocco del Canale di Suez.
Uno dei maggiori vantaggi di questo strumento per la gestione dei contratti di energia B2B rimane la democratizzazione di un servizio, come quello del monitoraggio e analisi del mercato e delle previsioni future; l’intelligenza artificiale permette di usufruire di modelli previsionali e expertise che prima non erano alla portata di tutti.
Che cos’è la stagionalità? La stagionalità è un fenomeno, spesso di origine climatica o metereologica, che causa delle dinamiche ricorrenti e riconoscibili di alterazione della...
Leggi di più >La stagionalità è un fenomeno, spesso di origine climatica o metereologica, che causa delle dinamiche ricorrenti e riconoscibili di alterazione della domanda o dell’offerta di un bene, con conseguente aumento o diminuzione dei prezzi.
Il fattore più importante della stagionalità è la ciclicità con la quale si ripete un determinato disequilibrio fra domanda e offerta, che si traduce in variazioni di prezzo tendenzialmente prevedibili.
Facendo un esempio tipico della nostra vita quotidiana, sappiamo che acquistare della frutta estiva fuori stagione solitamente ha un prezzo maggiore perché la disponibilità è minore, mentre acquistarla in estate costa meno perché vi è abbondanza di offerta.
Se ciò che è prevedibile è (solitamente) l’andamento dei prezzi dovuto alla stagionalità, ciò che non è prevedibile è l’ampiezza di questo movimento o se la stagionalità avrà un effetto più marcato o più contenuto. In anni in cui c’è poco sole/troppa pioggia o altri elementi che si discostano dalla normalità, l’offerta di frutta estiva può essere inferiore ed i prezzi più alti del solito o viceversa, annate particolarmente abbondanti tendono a far scendere maggiormente i prezzi.
La ciclicità e prevedibilità di un evento stagionale, dunque, può soffrire di alterazioni dovute a elementi anomali che compromettono la possibilità di prevedere l’effettivo andamento dei prezzi.
Intuitivamente, è chiaro come la stagionalità sia un elemento piuttosto comune nella vita di tutti i giorni, ma quando si tratta di gas naturale ed energia elettrica le dinamiche stagionali possono essere meno immediate e soffrire di elementi alteranti che ne compromettono la tipicità.
Il gas naturale, in particolar modo in Italia e in Europa, ma più in generale nel mondo, è soggetto a dinamiche di stagionalità tipiche dell’utilizzo che se ne fa per il riscaldamento. In inverno, quando fa freddo, la domanda di gas normalmente aumenta per consentire di mantenere caldi gli ambienti in cui viviamo, lavoriamo, mangiamo ecc.
Il gas viene dunque maggiormente richiesto, si preleva il gas immagazzinato negli stoccaggi e prezzi sono tendenzialmente più alti rispetto all’estate.
Durante l’estate infatti, quando il riscaldamento non è necessario e la domanda è sensibilmente minore, i prezzi sono normalmente più bassi e il gas viene acquistato per riempire gli stoccaggi e ricostituire le scorte da utilizzare nel periodo freddo.
La curva dei prezzi forward, normalmente, riflette queste dinamiche stagionali ed è possibile descrivere una “stagionalità teorica” che indica i rapporti di prezzo che dovrebbero esserci fra i diversi trimestri dell’anno in assenza di altri eventi fondamentali che alterarino gli equilibri fra domanda e offerta.
Il Q1 è tendenzialmente il trimestre più caro, proprio a causa del picco termico che aumenta la domanda di gas per riscaldamento civile. Nei trimestri estivi normalmente i prezzi sono più bassi rispetto all’inverno e piuttosto simili fra loro: nel Q2 le temperature primaverili provocano una diminuzione importante della domanda di gas per uso civile non compensata dalla domanda per iniezione in stoccaggio, che raggiunge il suo picco proprio nel Q2.
Nel Q3 la flessione nella domanda per iniezione in stoccaggio viene bilanciata dalla maggiore domanda di gas per uso termoelettrico a causa della necessità di raffrescamento causata dalle temperature estive. Infine, nel Q4, quando inizia l’inverno, la domanda di gas per riscaldamento provoca l’aumento dei prezzi che vede poi il suo picco, come appena detto, nel Q1.
L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il gas
Questa “stagionalità teorica” dei prezzi del gas può però esser amplificata o, viceversa, totalmente sfalsata, da fattori terzi che intervengono in maniera anomala a modificare l’assetto della domanda o dell’offerta. Ad esempio un inverno estremamente mite, in cui la domanda di gas è inferiore rispetto al solito, può terminare con dei livelli di gas in stoccaggio ampiamente maggiori del previsto (è successo nel 2019), provocando così una diminuzione molto marcata dei prezzi nel periodo estivo dovuta alla domanda per iniezione in stoccaggio inferiore rispetto al normale.
Viceversa, in questo turbolento 2021, la stagionalità tipica dei prezzi del gas è stata completamente stravolta e annullata da fattori contingenti. Stoccaggi molto bassi al termine dell’inverno, freddo persistente in primavera e domanda asiatica estremamente alta sono solo alcuni degli elementi che hanno supportato i prezzi, che sono costantemente saliti nel corso di tutto l’anno raggiungendo livelli di prezzo mai visti in precedenza.
L’energia elettrica, diversamente dal gas naturale, ha una stagionalità che dipende strettamente dal Paese considerato e dal mix energetico che lo caratterizza.
In Italia, dove il gas naturale copre più del 40% del mix energetico, i prezzi dell’energia elettrica tendono a seguire la stagionalità tipica del gas, ma con l’aumentare della produzione elettrica da fonti rinnovabili, una quota sempre maggiore di fattori metereologici entra in gioco nella stagionalità elettrica, contribuendo a modificare nel tempo i pattern ricorrenti dei prezzi dovuti al solo legame con il gas naturale.
Inoltre, anche la prossimità con Paesi con dinamiche di prezzo differenti contribuisce a impattare sui prezzi locali, rendendo l’identificazione di una stagionalità piuttosto complicato.
Volendo parlare della “stagionalità teorica”, come abbiamo appena fatto per il gas naturale, si può dire che il prezzo power in Italia replichi piuttosto fedelmente la stagionalità del gas naturale, con qualche differenza.
Nel Q1, periodo più freddo dell’anno, a causa dei prezzi del gas ai “massimi stagionali”, produrre energia elettrica con termoelettrico costa di più. Per questo motivo anche per il power il Q1 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi sono più alti all’interno dell’anno. Nel Q2, al minor costo del gas va ad aggiungersi la produzione idroelettrica dovuta allo scioglimento delle nevi, il cosiddetto Run Of River, che a dipendenza dell’abbondanza o meno, può prolungarsi da aprile fino a inizio/metà di luglio. Per questo motivo il Q2 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi elettrici sono i più bassi nell’anno, seguito poi dal Q3. Nei mesi estivi, però, le alte temperature provocano una domanda aggiuntiva di energia elettrica per raffrescamento e per questo motivo i prezzi sono un po' più alti rispetto al Q2.
Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.
Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.
L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il power
In generale, è necessario comprendere la stagionalità dei mercati per poterne prevedere l’andamento anche se sempre più spesso situazioni contingenti stravolgono l’equilibrio e dunque le proporzioni di prezzo “teoriche” di cui abbiamo parlato. Per questo motivo seguire attentamente il mercato e monitorarne i fondamentali è imprescindibile se si vuole ottimizzare la propria fornitura di gas o energia elettrica.
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