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E’ ormai definitivamente in atto l’escalation del conflitto in Ucraina, elemento che al momento sta impattando in maniera determinante l’andamento dei mercati energetici europei.

Il gas ha registrato aumenti violenti in seguito all’intensificarsi del conflitto; il giorno 7 marzo il future TTF con scadenza aprile ha toccato i 345 €/MWh per poi ritracciare, con un movimento di oltre 130 €/MWh fra il minimo e il massimo giornaliero, trascinando con sé la curva forward dell’energia elettrica. Lo stesso giorno la quotazione del Q2-22 power Italia ha superato i 600 €/MWh, confermando il gas come principale driver dei movimenti dell’energia elettrica. Gli stessi picchi si sono verificati anche sui mercati spot, con il PUN che nello stesso giorno (per la delivery 8 marzo) ha toccato i 587,67 €/MWh come prezzo medio giornaliero)

Qual è l'impatto della guerra in Ucraina sul mercato power?

Stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto quest'articolo dovessi avere altri dubbi, ti invitiamo a leggere il nostro White Paper, "Capire il mercato della CO2 in 15 domande", che le raccoglie tutte.

Il prezzo della CO2 impatta prima di tutto i soggetti obbligati, ovvero i produttori di energia elettrica da fonti fossili, le industrie pesanti e il settore aviazione. Questo, di fatto, ha diversi risvolti a valle della catena del valore.

Quali sono le conseguenze del prezzo della CO2 sul settore elettrico?

Negli ultimi mesi del 2021 abbiamo assistito a un rally dei prezzi del gas e dell’energia elettrica senza precedenti e sebbene i prezzi da gennaio a oggi siano lontani dal picco di fine dicembre, il valore assoluto rimane piuttosto elevato.

Insieme ai prezzi, anche la volatilità è aumentata nel corso dell’anno scorso e, se a inizio anno si potevano avere oscillazioni di 1, 2, massimo 3 €/MWh al giorno, alla fine 2021 i 10, i 20 o addirittura i 30 €/MWh di differenza fra un giorno e l’altro erano oscillazioni considerate quasi normali.

L’intera filiera del gas e dell’energia elettrica ha subito l’impatto di queste dinamiche, che hanno avuto conseguenze importanti a tutti i livelli e i cui strascichi hanno probabilmente cambiato l’assetto di un intero settore.

Per quanto riguarda il settore della vendita di energia e gas, sia i fornitori che i clienti hanno dovuto affrontare delle conseguenze di quanto successo sui mercati all’ingrosso.

Fornitori

• Maggiori costi di approvvigionamento della materia prima: per poter soddisfare il proprio portafoglio di clienti, i fornitori hanno dovuto sopportare costi N volte maggiori rispetto a inizio anno, a parità di volumi serviti. Questo è tradotto in un generalizzato aumento del fabbisogno di cassa, tutt’altro che scontato da sopportare soprattutto per gli operatori più piccoli.

• Maggiore squilibrio di cassa: non solo il costo della materia prima, ma anche il naturale squilibrio fra incassi e pagamenti, tipico dell’attività di vendita, ha avuto conseguenze importanti sulla cassa dei fornitori in un contesto di prezzi alle stelle. Infatti, mentre normalmente i clienti finali pagano il gas o l’energia consumata a 30 o 60 giorni (qualcuno addirittura a 90 giorni) dal mese di consumo, il fornitore paga molto prima. Maggiori prezzi ha dunque significato maggiore squilibrio sul cash flow e maggiori difficoltà nella gestione la cassa.

• Maggiori garanzie finanziarie per operare: per acquistare gas o energia elettrica per il proprio portafoglio, gli operatori devono fornire delle garanzie a copertura dei propri acquisti. Poiché le garanzie sono dimensionate rispetto al nozionale (prezzo * quantità) e il loro impiego è proporzionale alla volatilità dei mercati, le garanzie necessarie per operare negli ultimi mesi del 2021 sono aumentate notevolmente, a parità di volumi. Questo aumento delle necessità finanziarie ha comportato enormi difficoltà per gli operatori, soprattutto quelli medio-piccoli, oltre a un aumento dei costi finanziari non trascurabile.

• Maggiore esposizione al rischio: l’attività di vendita ai clienti finali comporta delle esposizioni a diverse tipologie di rischi. Queste sono monitorate, misurate e gestite dai fornitori per poter affrontare la gestione di portafoglio in maniera sostenibile. Con l’aumento dei prezzi e della volatilità, a parità di volumi di portafoglio, i fornitori si sono trovati esposti a rischi molto maggiori, difficili da prevedere e gestire. Parliamo di rischio prezzo, strettamente legato al prezzo di mercato e alla volatilità, e rischio volume, anch’esso valorizzato a prezzo di mercato. Ma l’aumento dei prezzi ha inciso anche su rischio credito e rischio controparte, legati l’uno ai mancati pagamenti dei clienti e l’altro al mancato rispetto degli obblighi contrattuali dei partner commerciali: le conseguenze in entrambi i casi sono una funzione dei prezzi di mercato.

Risulta dunque estremamente critica la gestione di un portafoglio di vendita in condizioni di mercato come quelle viste negli ultimi mesi. Il problema non sono i margini, ovvero i guadagni dati dall’attività di vendita, ma la sostenibilità in termini di cassa, finanza e rischi che devono sopportare i fornitori per poter svolgere l’attività.

Clienti finali

• Maggiori costi di fornitura: molti clienti industriali sono rimasti esposti all’aumento dei prezzi. Chi non si è coperto mesi fa per il periodo invernale, chi ha un contratto a prezzo variabile, da qualche mese a questa parte è in difficoltà. Difficoltà economiche, per il costo vivo dell’energia e del gas che è aumentato, ma anche difficoltà di cassa. Non tutti infatti hanno una gestione attiva dei costi energetici né sono abituati a pianificare la cassa considerando l’esborso per la fornitura energetica.

• Possibile perdita di competitività/margine: chi riesce a ribaltare l’aumentato costo energetico sul prodotto finito rischia di perdere competitività rispetto a competitor che hanno gestito la propria fornitura diversamente. Chi non ha modo di farlo, dall’altra parte, rischia di produrre a margini negativi e molte sono le aziende che fra dicembre e gennaio hanno interrotto la produzione pur di non produrre in perdita. Considerando le difficoltà già sopportate dal tessuto industriale a causa del covid, l’aumento dei costi energetici rischia di aggravare pesantemente la situazione.

• Meno opzioni per il pricing della fornitura: la difficoltà della situazione ha portato molti fornitori a modificare le offerte di fornitura, offrendo contratti esclusivamente a prezzo variabile (per non dover sostenere i costi delle coperture e il rischio prezzo relativo). Alcuni fornitori hanno dovuto addirittura rifiutare di acquisire nuovi clienti per la difficoltà di gestire ulteriori volumi in una situazione così complicata. Nel complesso dunque, per i clienti sono disponibili meno flessibilità e meno opzioni fra cui scegliere per la propria fornitura.

• Maggiori costi per i fixing: chi ad oggi offre ai propri clienti un prezzo fisso o la possibilità di fixing, a causa delle condizioni del mercato, è costretto a far pagare molto cara questa opzione. Non solo, ovviamente, per il livello di prezzo del mercato, ma in termini di mark up a tutela del margine del fornitore.
  
  
  

Maggiori costi per i fixing, ma perché?

• Costi finanziari: per offrire un fixing o un prezzo fisso al proprio cliente, il fornitore deve a sua volta essere in grado di coprirsi dal rischio prezzo. Per poterlo fare è necessario fornire delle garanzie finanziarie alle controparti o ai mercati organizzati per operare; l’entità delle garanzie, come detto in precedenza, dipende strettamente dal livello dei prezzi del mercato e per questo le garanzie da fornire risultano maggiori in periodi di prezzi alti. La conseguenza per il cliente è un maggiore costo che deve essere imputato nel fixing a copertura degli oneri finanziari.
• Minore liquidità: la negoziazione delle coperture in un mercato meno liquido, come si è visto spesso di recente, risulta più difficoltosa e maggiormente costosa per il fornitore. Il rischio di non riuscire a negoziare la copertura obbliga il fornitore a offrire un prezzo maggiore ai clienti, in modo da garantirsi la possibilità di eseguire l’operazione, tutelare la propria esposizione e realizzare un margine.
  
  

• Alta volatilità: quando i prezzi hanno oscillazioni molto ampie nel corso della giornata, elemento che ha caratterizzato il mercato negli ultimi mesi, il fornitore deve tutelarsi dai movimenti repentini dei prezzi. Per garantire l’esecuzione della copertura al di sotto del prezzo offerto al cliente, quindi, il prezzo offerto al cliente deve necessariamente essere abbondantemente superiore rispetto al prezzo di mercato e l’offerta di fixing deve avere una durata limitata, comportando per il cliente un maggior costo e un minor tempo per il fixing.
  
  

i fixing basate su prezzi storici confrontano i prezzi futures in quel momento con quelli di periodi simili in altri momenti. Anche con l'incertezza vissuta nello scorso periodo, il tool è in grado di determinare che i prezzi stanno aumentando e, anche se non sono prezzi bassi (dato che la situazione era quella che era), l'opzione migliore era comunque quella di eseguire fixing per mitigare l'impatto della volatilità che sarebbe arrivata. Queste raccomandazioni arrivano proprio nel momento peggiore, da maggio 2021 e per tutto l'anno rimanente.

Cosa aspettarsi adesso per gli attori del mercato dell'energia?

Sia per i fornitori che per i clienti l’aumento dei prezzi e della volatilità ha provocato criticità delle quali ancora non è ancora del tutto espresso l’effetto.

Per il 2022, è possibile aspettarsi alcune conseguenze di questa situazione, prima fra tutti la diminuzione del numero di operatori attivi nella vendita di energia elettrica e gas. Diverse società, sia in Italia che in Europa, hanno dovuto tirare i remi in barca e sospendere l’attività a causa delle difficoltà finanziarie ed è probabile che il numero degli operatori costretti a ritirarsi possa aumentare nel corso di quest’anno.

D’altra parte, l’alta volatilità che dovrebbe caratterizzare i mercati ancora per diverso tempo potrebbe offrire non solo criticità, ma anche occasioni di ottimizzazione, a prescindere dal trend dei prezzi che si verificherà nel corso dell’anno.

E’ probabile che dopo un 2021 così estremo, un maggior numero di clienti industriali sarà interessato alla gestione attiva della propria fornitura (prezzo variabile con fixing), che si è dimostrata una formula flessibile e capace di ottimizzare i costi, se correttamente impostata. Poter approfittare di un mercato al ribasso ma avere la possibilità di tutelarsi in caso di rialzi, risulta un modello utile per affrontare i mercati energetici sempre più volatili.

Questo, unito alla diffusa attenzione anche mediatica suscitata dall’escalation dei prezzi degli ultimi mesi, creerà un generale aumento della curiosità e della necessità di informazioni sulle dinamiche dei mercati. Non sarà più solo il prezzo, probabilmente, a convincere i clienti, ma la capacità di offrire un supporto strutturato alle scelte, fornendo le informazioni rilevanti e la competenza sui mercati energetici che consentano ai clienti di gestire al meglio la propria fornitura in tutte le situazioni di mercato.

Insomma, il rally dei mercati del 2021 avrà un impatto notevole anche per il prossimo futuro.

Dopo una fine dell’anno, è il caso di dirlo, col botto, la situazione del mercato gas sembra essere leggermente migliorata. Grande merito è da attribuirsi soprattutto delle temperature miti che hanno caratterizzato tutto l’inverno e in particolar modo il periodo fra gennaio e febbraio.

Le condizioni meteo 

Nonostante più volte le previsioni mostrassero la possibilità di episodi di freddo intenso, la punta termica attesa a cavallo fra gennaio e febbraio non è arrivata, consentendo alla domanda europea di gas naturale per uso civile di attenuarsi rispetto al normale. Permane però la possibilità, anche se dalle ultime previsioni appare remota, di una coda di inverno tardiva, tipica degli anni in cui è presente il fenomeno della Niña.

Questa condizione anomala delle temperature, stabilmente al di sopra della normale stagionale in buona parte dell’Europa centrale, ha alleggerito la situazione di criticità in cui si è trovato il sistema gas europeo.

Le riserve di gas in stoccaggio, all’inizio dell’inverno, hanno segnato livelli record, mai così bassi negli ultimi anni e solo grazie ad un ritmo di erogazione piuttosto blando per il periodo, a metà febbraio si sono assestati su livelli già visti in passato (nel febbraio 2017), consentendo di ritornare su un terreno esplorato e, dunque, meno temuto, sia da una prospettiva fondamentale che psicologica.

Se le temperature dovessero permanere, come sembra, al di sopra dei livelli normali anche per il prosieguo dell’inverno, la condizione degli stoccaggi non dovrebbe comportare particolari criticità. Resta inteso che se la coda dell’inverno dovesse riservare fredde sorprese, il basso livello di gas in stoccaggio potrebbe non consentire la flessibilità necessaria.

LNG e il mercato gas

Lato LNG, in gennaio 2022 è stato registrato il record storico per i quantitativi di gas immessi nelle reti europee da terminali di rigassificazione.

Grazie all’abbondante flusso di LNG, il sistema gas europeo ha potuto allentare la tensione, consentendo ai prezzi spot di mantenersi inferiori rispetto a quanto visto in dicembre. Le importazioni via nave nel mese di febbraio, al momento, sono al di sotto del mese precedente, ma rimangono sostenute.

Grazie agli elevati livelli di prezzo che la curva forward TTF ha mantenuto nelle ultime settimane, gli arbitraggi fra l’area europea e quella asiatica hanno favorito l’Europa nell’attrarre navi con consegna prevista nel corso della primavera/estate. Questo dovrebbe garantire flussi di LNG abbondanti nel corso della Summer-22 e favorire un ulteriore rilassamento dei prezzi, in mancanza di altri elementi di impatto potenzialmente bullish.

La questione Ucraina e il suo impatto sui mercati

Il tema centrale del mercato gas, attualmente, risulta la questione Ucraina. La tensione fra la Russia e il blocco USA/Europa spaventa per i possibili risvolti sul sistema gas europeo per più di un motivo. Primo fra tutti il fatto che attraverso l’Ucraina, normalmente, transita circa il 30/35% del gas russo diretto in Europa via pipeline (solo nel 2021 i flussi sono stati inferiori su questa direttiva) e un conflitto nella regione potrebbe costituire un impedimento al normale fluire del gas via tubo. Inoltre, uno dei temi caldi è la definitiva messa in esercizio del Nord Stream II, messa a repentaglio da ulteriori possibili sanzioni e impedimenti da parte degli USA in caso di escalation in Ucraina.

L’infrastruttura, infatti, nonostante sia pronta da settembre 2021, è ancora bloccata a causa di un iter burocratico che si è protratto più del previsto, unito alle numerose sanzioni da parte degli USA a diversi soggetti attivi nel progetto. Senza un conflitto a complicare le cose, la data di inizio esercizio potrebbe collocarsi nella seconda metà dell’estate/inizio autunno, ma se la questione Ucraina dovesse esplodere, l’inizio dell’attività del Nord Stream II potrebbe essere rimandata a data da destinarsi.

L’evoluzione della situazione geopolitica si configura dunque cruciale per il rilassamento o l’inasprimento dei prezzi del gas europeo e qualunque news, sia ottimistica che pessimistica sul tema, comporta volatilità e reazioni forti sui prezzi.

Nell’insieme, nonostante la situazione del sistema gas europeo si sia alleggerita rispetto ai mesi scorsi, l’incertezza generale potrebbe non consentire al mercato di seguire stabilmente una direzione, almeno fino alla definizione della situazione geopolitica e al consolidarsi di un mood prevalente.

Per i contratti indicizzati firmati prima dell'inizio del 2021 l'ultimo anno è stato uno dei più difficili, sia dal punto di vista finanziario che manageriale.

L'ultimo mese dell'anno non poteva finire in altro modo che con il prezzo più alto nella storia del mercato: 281,24 €/MWh. E anche se la situazione in tutta Europa è stata simile, c'è una oscillazione abbastanza importante tra il costo medio europeo da paese a paese.

Per fare un esempio pratico, mercoledì 24 novembre 2021 il prezzo dell'elettricità all'ingrosso ha toccato i 385 €/MWh, contro il prezzo medio del 2020: 38,92€/MWh, ossia un decimo rispetto al prezzo dell'anno successivo.

Quindi non c'è modo di scegliere il prezzo indicizzato e risparmiare?

La risposta chiara è SÌ, c'è. Il contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing si distingue per la sua versatilità e la possibilità di approfittare di finestre di opportunità nel mercato futuro, purché le condizioni contrattuali sottoscritte con il fornitore di energia elettrica permettano l'esecuzione di chiusure, cioè ordinare all'azienda che una parte della fatturazione per il futuro sia fatta in relazione al prezzo del prodotto scelto per quel periodo di tempo.

Cosa sono i fixing?

Con questo concetto in mente, fermiamoci un momento per spiegare qualcosa sui prodotti futures. Quando si firma un contratto indicizzato con possibilità di fixing per, per esempio, il 2023, durante il 2022 si potrebbero eseguire dei fixing di modo che, quando arriverà il momento di attivazione del contratto, lo si sarà già ottimizzato con i prezzi dell'anno precedente.

Questi fixing sono il prezzo di mercato per un periodo di tempo specifico, sia che si tratti di trimestri solari, mesi o settimane.

Immagine 2. Quotazioni mercato futures per i prodotti trimestali del 2022, al 25 gennaio. Fuente: OMIP

Quindi, avere un contratto indicizzato con possibilità di fixing significa avere la possibilità di approfittare delle quotazioni futures che possono rivelarsi vantaggiose o interessanti per noi. Per esempio, immaginiamo che, secondo le nostre previsioni di mercato, il Q3 del 2022 nell'immagine 2 ci sembri un buon prezzo. In questa ipotesi, potremmo fare un accordo con il nostro fornitore in modo che una quantità di elettricità, in % o carico base (per potenza richiesta), sia fatturata a 190 €/MWh. Il resto rimarrebbe ovviamente indicizzato.

Anche in un anno come il 2021 le previsioni dei sistemi più avanzati hanno fatto sì che molti consumatori, o gestori, abbiano potuto minimizzare l'impatto sfruttando queste finestre di opportunità.

Come ottenere previsioni reali?

Da anni, in Italia, gli energy manager, sia che facciano parte dello staff di un'azienda o che siano autonomi e gestiscano un portafoglio di clienti, possono contare su strumenti intelligenti di gestione dei contratti. Anche se nessuno ha la sfera di cristallo, è vero che esistono numerosi indicatori che permettono agli strumenti di previsione di approssimare ciò che accadrà. Dagli indici di prezzo come il Brent, alle ragioni geopolitiche e molte altre.

Strumenti come YEM optimization che, in situazioni come quella vissuta nel 2021, hanno permesso ai clienti di ottimizzare i loro contratti. L'esempio seguente mostra un caso di studio dello strumento per un contratto che ha iniziato ad essere ottimizzato nel 2021 e il cui inizio della fornitura era previsto per il 2022:

Immagine 3. Caso Studio YEM. Fonte: YEM

Grazie all'intelligenza del mercato, si possono ottenere risparmi significativi, come nel caso studio, tra 21 e 22 euro per MWh. Un importo che, moltiplicato per un consumo, per esempio, di 1 GWh all'anno, si tradurrebbe in un risparmio tra 21.000 e 22.000 euro. Man mano che il consumo aumenta, il risparmio diventa sempre più significativo.

Nel caso dell'immagine 3, YEM optimization raccomanda quando e perché eseguire i fixing in base allo storico e/o alle previsioni. I primi 2 (11 gennaio e 11 maggio) si riferiscono alle previsioni, al fine di chiudere in quel momento il 20% sia del Q1 che del Q2 del 2022 a causa della stima che questi prodotti stessero per aumentare notevolmente il loro prezzo nel mercato futures. E così è stato: all'epoca questi prodotti venivano scambiati rispettivamente a 60 €/MWh e 69 €/MWh. In questo momento i prezzi si attestano vicino a €224/MWh, tra le tre e le quattro volte in più rispetto al prodotto quotato all'inizio del 2021, quando lo strumento YEM consigliava di effettuare fixing su entrambi i trimestri.

i fixing basate su prezzi storici confrontano i prezzi futures in quel momento con quelli di periodi simili in altri momenti. Anche con l'incertezza vissuta nello scorso periodo, il tool è in grado di determinare che i prezzi stanno aumentando e, anche se non sono prezzi bassi (dato che la situazione era quella che era), l'opzione migliore era comunque quella di eseguire fixing per mitigare l'impatto della volatilità che sarebbe arrivata. Queste raccomandazioni arrivano proprio nel momento peggiore, da maggio 2021 e per tutto l'anno rimanente.

Conclusione

Avere un contratto indicizzato con la possibilità di fixing, è essenziale tanto quanto avere uno strumento per ottimizzarlo. Il tool permette di ottenere strategie di fixing personalizzate, nel caso di YEM optimization, per contratti indicizzati con possibilità di fixing.

Tale supporto è necessario per prevedere e comprendere le fluttuazioni dei prezzi dell'energia a medio e lungo termine. La piattaforma YEM optimization è supportata da esperti di EGM (ENGIE Global Markets) in Spagna e Francia, e REF-E in Italia, che analizzano costantemente i mercati dell'elettricità e del gas naturale fornendo previsioni accurate sull'andamento futuro dei prezzi, in particolare per il primo prodotto annuale (CAL+1).

Questo significa che anche in scenari come il 2021, con prezzi dell'elettricità molto alti, molti consumatori potrebbero risparmiare rispetto a quelli che non hanno un tool del genere. E le previsioni non sono ancora molto ottimistiche sui mercati, quindi anche nei peggiori scenari c'è sempre la possibilità di risparmiare.

Cosa sono il contango e la backwardation? quando e come possono interessare il responsabile acquisti questi fenomeni per la gestione del suo contratto a portfolio management?

I termini contango e backwardation sono utilizzati spesso per descrivere la situazione del mercato future delle commodities, ma non è semplice comprendere cosa queste due caratteristiche esprimano rispetto alle aspettative degli operatori di mercato.

In generale, allineando i prezzi forward in un grafico, dai prodotti con scadenza più vicina a quelli con scadenza più lontana, la curva che si ottiene è la cosiddetta curva forward. Ogni commodity ha una sua peculiare forma, a causa della stagionalità che caratterizza i diversi prodotti.

Contango indica una situazione in cui i prezzi forward aumentano con l’allontanarsi della scadenza rispetto al momento attuale. I prezzi spot e a breve termine sono dunque inferiori ai prezzi dei prodotti con scadenza a lungo termine. Questa condizione di mercato è la condizione di normalità dei prezzi forward delle commodities – lasciamo per un attimo indietro le specificità di gas ed energia elettrica – e indica una situazione di domanda e offerta standard. Il motivo per il quale i prezzi dei prodotti con scadenze più lontani sono maggiori è normalmente da imputarsi ad una serie di fattori tipici dei mercati delle commodities fisiche, fra i quali i costi di deposito o stoccaggio delle materie prime in attesa che la merce venga fisicamente consegnata a un acquirente.

Una situazione di anomalia nell’equilibrio fra domanda e offerta, sia attuale che prospettico, provoca un impatto sulla “normale” forma della curva forward.

Quando questa situazione è estremizzata, ovvero la domanda è molto forte e l’offerta particolarmente limitata, da una situazione di riduzione del contango e appiattimento della curva si può passare a una situazione di backwardation.

Con il termine backwardation si indica una condizione di mercato in cui la curva forward ha una inclinazione opposta rispetto al contango, ovvero i prezzi spot e di breve termine sono più alti dei prezzi forward con scadenze più lontane nel tempo.

In generale la forma della curva forward, che sia in contango o in backwardation o che sia più o meno marcata la pendenza dell’uno o dell’altro, offre indicazioni utili sulle aspettative del mercato (espressione, a loro volta, di domanda e offerta). Inoltre, poiché a mano a mano che ci si avvicina alle scadenze dei contratti, i prezzi forward tendono a convergere verso i prezzi spot (perché i costi associati alla posizione forward vanno ad allinearsi con i costi e le aspettative associati alla posizione spot), la lettura di eventuali anomalie nella forma della curva offre degli spunti interpretativi del comportamento che potrebbe avere il mercato nel breve termine.

Mercati gas e power

Tornando a energia elettrica e gas naturale, per poter comprendere come interpretare le variazioni della forma della curva forward, è necessario avere in mente quale sia l’effetto della stagionalità sui prezzi e dunque la “normale” forma della curva.

Riprendendo quanto abbiamo scritto nell’articolo stagionalità gas e power, sia il gas che l’energia elettrica, soprattutto in Italia dove il legame fra questi è molto stretto, hanno teoricamente una curva forward che vede il Q1 come il trimestre a prezzo più alto, seguito dal Q4 (entrambi sono affetti dalle temperature invernali e dunque dalla maggiore domanda di gas per uso civile), a seguire il Q3 (il più caro fra i trimestri estivi grazie alle temperature maggiori e dunque alla necessità di energia elettrica per condizionare gli edifici) e infine il Q2, trimestre più basso fra tutti a causa delle condizioni miti delle temperature.

A seconda del momento in cui si guarda la forma della curva dunque, la condizione “normale” della curva forward varia: guardando in primavera la curva forward fino al termine dell’inverno ci si aspetta che questa sia in contango, mentre a inizio anno guardando al Q2 dovrebbe essere visibile una backwardation di breve.

Contango e backwardation sono dunque la condizione “normale” a seconda del momento in cui ci si trova a guardare la curva forward.

Inoltre, la semplificazione qui proposta si basa sui prodotti trimestrali, i quali però sono composti da prodotti mensili che a loro volta hanno un prezzo diverso e una loro forma ipotetica all’interno del trimestre. Ad esempio, nel Q3 luglio dovrebbe essere il mese più caro, grazie alla morsa del caldo unita alla piena attività delle attività produttive, agosto il mese meno caro, a causa delle vacanze estive e settembre una via di mezzo, grazie alla ripresa delle attività dopo le vacanze e le temperature più miti.

Ciò che è fondamentale, quando si guarda alla curva forward, è comprendere se una situazione di contango o backwardation (e la relativa ampiezza) sia considerata “normale” oppure se è indice di una anomala condizione di domanda e offerta.

Ad esempio, nell’estate 2021, i prezzi spot molto alti a causa della scarsa offerta di gas, hanno raggiunto livelli più alti rispetto ai prodotti forward invernali che, in linea puramente teorica, avrebbero dovuto essere superiori rispetto ai prezzi estivi. La Backwardation che si è creata, assolutamente anomala rispetto alle condizioni standard della curva, ha avuto due conseguenze. La prima è stata una scarsa attrattività dei margini per l’iniezione di gas in stoccaggio, perché acquistare il gas in estate a un prezzo più alto per poi utilizzarlo in inverno vendendolo ad un prezzo teoricamente inferiore non appariva molto conveniente. La seconda conseguenza è stata una spinta bullish sulla curva: grazie ai prezzi spot elevati, la domanda di iniezione si è “spostata” in avanti nei mesi estivi successivi, che al momento avevano un prezzo inferiore rispetto ai prezzi spot, causando così il progressivo aumento dei prezzi su tutta la curva.

Le condizioni di anomalia della forma della curva esprimono dunque un disequilibrio rispetto a domanda e offerta che può essere utile per capire il mercato e avere una idea di come i prezzi potrebbero comportarsi in futuro.

Quando ci si occupa di energia elettrica o gas naturale non si può ignorare il fatto che si tratta di commodities, ovvero di materie prime standard (anche se per l’energia elettrica il termine materia prima non è esatto, ma rende l’idea) che vengono scambiate su mercati all’ingrosso europei/globali e che, per questo motivo, vi sia una componente di finanziarizzazione del mercato che ne determina alcune dinamiche rilevanti.

Col termine finanziarizzazione si vuole indicare l’esistenza di contratti puramente finanziari (detti derivati), in affiancamento ai classici contratti fisici, che vengono scambiati su mercati regolati o direttamente fra controparti in maniera bilaterale e che contribuiscono in maniera consistente alla creazione di una curva di prezzi forward ritenuta ufficialmente un riferimento per quel prodotto.

Fisico vs finanziario, quale differenza?

Un contratto si dice “fisico” quando è previsto che, a fronte di un prezzo fisso o variabile, venga consegnato, appunto, fisicamente il bene oggetto della compravendita. Fra le tematiche da contrattualizzare, vi è dunque anche il luogo fisico dove il bene verrà consegnato.

In ambito gas ed energia elettrica, un contratto standard fra controparti del mercato all’ingrosso comprende dunque un determinato quantitativo in MWh (anche per il gas si utilizza solitamente questa unità di misura), un periodo di delivery (ad esempio un mese, un trimestre o un anno), un profilo (standard di solito), un prezzo - fisso o variabile - e un punto di consegna. Lo scopo di un contratto fisico dunque è principalmente il reperimento del bene o della materia prima – gas naturale o energia elettrica – necessario a soddisfare una necessità.

A seconda di quale punto della catena del valore si osservi, esistono soggetti con una determinata necessità legata alla materia prima/al bene fisico: a monte i produttori di energia elettrica o gas hanno il bene/ la materia prima e devono venderla a qualcuno; a valle i consumatori hanno necessità di approvvigionarsi e devono fisicamente reperire il gas o l’energia elettrica da consumare.

Nel mezzo si trovano i soggetti che, sul mercato all’ingrosso, acquistano e vendono energia o gas naturale per soddisfare i bisogno delle controparti a monte (produttori) o a valle (consumatori). Sia a monte che a valle della filiera si esprime un bisogno fisico di materia prima ma anche una esposizione naturale al rischio prezzo.

Un produttore di energia elettrica avrà sempre la necessità di vendere l’energia che produce e per questo motivo sarà naturalmente esposto al rischio che il mercato oscilli, diminuendo o azzerando il suo margine. Ugualmente, a valle i consumatori avranno sempre necessità di utilizzare il gas naturale o l’energia elettrica e saranno esposti naturalmente al rischio che il prezzo di queste commodities salga e il costo energetico aumenti.

I prodotti finanziari

Ecco che da questa necessità nascono i prodotti finanziari, o derivati, che sono degli strumenti finanziari utilizzati soprattutto per coprirsi dal rischio che i prezzi in futuro si muovano nella direzione meno opportuna rispetto al proprio bisogno e che consentono di fissare in anticipo un prezzo per un bene o una materia prima che sarà consumata/acquistata o prodotta/venduta in futuro.

Un contratto finanziario ha le stesse caratteristiche di un contratto fisico ma non prevede la consegna del bene acquistato. Il valore del prodotto finanziario, detto anche derivato, deriva (appunto) da quanto si discosta il prezzo a cui viene negoziato rispetto ad un indice sottostante di riferimento.

Ad esempio, un contratto finanziario classico sul prodotto calendar Italia 2022, come i futures negoziati sul mercato EEX, prevede che, una volta stabilito un prezzo fra le parti, l’acquirente paghi questo prezzo e riceva in cambio un prezzo variabile (in questo caso il PUN) di tutte le ore e i giorni definiti nella durata.

Nella pratica, esprime il valore guadagnato o perso quando si sceglie di acquistare o vendere un prodotto fisico a prezzo fisso. Se il mercato sale, il prezzo fisso a cui si è acquistato sarà più basso del prezzo indicizzato a cui si vende, realizzando un guadagno. Al contrario, se i prezzi scendono, l’acquisto a prezzo fisso si rivela di fatto una perdita.

Prodotto finanziario, applicazioni pratiche?

A prima vista non è immediato comprendere l’utilità di un contratto finanziario, considerando che non viene scambiato fisicamente alcun bene o materia prima, ma questo tipo di prodotto ha alcune caratteristiche che lo rendono invece molto importante.

Innanzitutto bisogna comprendere il beneficio di svincolare l’approvvigionamento o la vendita del bene (gas o energia) dal prezzo al quale lo si acquista o vende. Non sempre è facile trovare una controparte disposta a vincolarsi a lungo in un contratto fisico di acquisto o vendita con un prezzo fisso, perché il valore di un bene in un futuro lontano non è di immediata comprensione.

Per questo motivo, scindere la componente di prezzo dal reperimento o dalla vendita fisica offre un vantaggio non indifferente, ovvero una maggiore flessibilità. Ecco un esempio molto semplice per comprendere questo concetto: un cliente industriale deve approvvigionarsi di energia elettrica o gas per i prossimi 15 anni e, nonostante sia certa la necessità di reperire fisicamente l’energia o il gas, preferisce non chiedere un prezzo fisso.

Richiede invece una fornitura a prezzo variabile, ma con l’aggiunta dell’opzione di fixing, in modo da assicurarsi la fornitura fisica, da un lato, rimanendo a prezzo indicizzato fino a quando non ritiene opportuno richiedere la fissazione del prezzo di una parte del suo contratto. Il reperimento dell’energia o del gas è dunque svincolato dalla fissazione del prezzo, che viene gestito, di fatto, come una componente “finanziaria” separata dall’acquisto della materia prima.

Riprendendo l’esempio precedente, se si affianca l’utilizzo dello stesso prodotto finanziario all’acquisto fisico dell’energia elettrica a prezzo variabile, ecco che si ottiene il medesimo risultato di un acquisto di energia elettrica a prezzo fisso (a parità di prezzo variabile di riferimento e di quantità e periodo di delivery).

Un altro vantaggio dei derivati finanziari è che, diversamente da un contratto di natura fisica, possono essere acquistati e venduti più volte prima del periodo di delivery, consentendo di approfittare di salite o discese dei prezzi di mercato in maniera totalmente svincolata dall’approvvigionamento o dalla vendita fisica di energia elettrica o gas. Questa caratteristica li rende interessanti anche per investitori che non hanno necessità fisiche di approvvigionamento o di vendita, ed ecco perché si sente parlare spesso di speculazione o di trading.

Riassumendo

Al di là della consegna fisica o meno del gas o dell’energia elettrica, i prodotti fisici e finanziari finanziari sono assimilabili in tutto e per tutto come risultato economico e come riferimento di prezzo.

Fra i vantaggi dei derivati finanziari c’è però una maggiore liquidità. I soggetti che hanno necessità di coprirsi dal rischio prezzo, infatti, possono agevolmente acquistare o vendere prodotti finanziari senza dover necessariamente concludere un contratto fisico a prezzo fisso. Inoltre lo scambio di prodotti finanziari consente di prendere delle posizioni puramente speculative senza impegnarsi nella consegna o nel ritiro fisico del bene sottostante.

Di contro va detto che tutti i prodotti finanziari sono standard e questo obbliga i soggetti che necessitano di copertura ad assumersi il rischio che il proprio profilo di consumo o di produzione non sia perfettamente coperto dal prodotto finanziario.

I mercati regolati sono delle piattaforme sulle quali gli operatori abilitati possono vendere o acquistare energia elettrica o gas naturale.

Diversamente da quanto accade per i contratti bilaterali, nei quali due controparti si interfacciano fra loro e negoziano direttamente una transazione, sui mercati regolati il mercato stesso si configura come controparte centrale di tutte le transazioni. Non è necessario dunque identificare una controparte, negoziare direttamente con essa, esporsi finanziariamente a vicenda, ma grazie alle piattaforme ogni transazione avviene fra l’operatore e il mercato stesso.

Questo meccanismo consente agli operatori di essere tutelati rispetto ad alcuni rischi, come il rischio credito o il rischio che la controparte venga meno, per qualunque motivo, agli accordi negoziati. Inoltre questo agevola la liquidità e l’incontro fra domanda e offerta.

Per quanto alcune caratteristiche siano comuni fra i vari mercati regolati, le diverse piattaforme hanno alcune peculiarità, a seconda che si tratti di mercati spot o mercati future, che si negozi gas naturale o energia elettrica.

Mercati spot: di cosa stiamo parlando?

I mercati spot sono il luogo in cui ci si scambia power o gas sul breve termine, tipicamente il day ahead e i prodotti intraday. Per quanto riguarda l’energia elettrica, il mercato spot italiano è gestito dal Gestore dei Mercati Energetici – GME –, mentre per una buona parte dei mercati dell’Europa centrale, come Francia o Germania, il mercato regolato si chiama EPEX Spot.

Su queste piattaforme, per ciascuna ora del giorno, il meccanismo di mercato prevede l’incrocio fra domanda e offerta, ordinate in ordine di prezzo; il prezzo si forma per ciascuna ora nel punto in cui le quantità in acquisto (domanda – in arancione nel grafico qui di seguito) eguagliano le quantità in vendita (offerta – in verde nel grafico).

Per il gas, invece, in Italia il mercato spot è gestito dal GME, all’estero da European Energy Exchange - EEX - (ex Powernext). Il mercato spot del gas naturale non ha una granularità oraria, come accade per l’energia elettrica, ma giornaliera.

I prezzi che si formano sui mercati spot dell’energia elettrica (come il PUN) sono il riferimento per i prezzi dei mercati future quando i prodotti entrano in delivery. Per quanto riguarda il gas, invece, come riferimento per i contratti forward o future sono più utilizzati indici di diversa derivazione, come ad esempio quelli pubblicati da Heren.

I mercati future e il mercato regolato

I mercati future, invece, sono piattaforme di contrattazione continua su cui i venditori e i compratori si scambiano quantità di gas ed energia elettrica con periodo di consegna differito nel tempo e profili standard. Sul mercato EEX, European Energy Exchange, si negoziano future sull’energia elettrica che non prevedono la consegna fisica dell’energia, ovvero prodotti puramente finanziari, in relazione ai diversi mercati nazionali (Italia, Germania ecc). Sulle piattaforme di Ice Future e EEX (ex Pegas), invece, si negozia il gas naturale e la consegna fisica è solitamente prevista di default.

Su queste piattaforme, affinché una transazione abbia luogo, l’operatore deve interagire sulla piattaforma dove altri operatori avranno a loro volta mostrato le proprie intenzioni ad acquistare o vendere un determinato prodotto e una determinata quantità. Le diverse transazioni vengono ordinate per fare in modo che il prezzo visibile sia, da un lato, il più alto prezzo a cui qualcuno è disposto ad acquistare (il cosiddetto best bid) e, dall’altro, il prezzo più basso a cui qualcuno è disposto a vendere (best ask).

Ogni giorno, dopo la chiusura dei mercati, viene pubblicato il cosiddetto prezzo di settlement, ovvero un prezzo di riferimento che sia significativo delle diverse transazioni avvenute nel giorno per ciascun prodotto. Questo è il prezzo che viene poi utilizzato anche come riferimento per i grafici e le analisi che vengono effettuati o pubblicati ex post.

Perché è utile guardare le piattaforme dei mercati regolati?

Innanzitutto i mercati regolati offrono sui loro siti internet la possibilità di vedere, gratuitamente, l’andamento dei prezzi, del giorno stesso o di un periodo di tempo definito (es: ultimo mese, ultimo anno) sotto forma di grafico. E’ utile per chi non si occupa quotidianamente di mercati poter consultare con poco sforzo questi siti per seguire, almeno qualitativamente, l’evoluzione dei prezzi nel tempo.

Inoltre, i prezzi che si formano sui mercati regolati sono un importante riferimento di prezzo per i contratti di fornitura indicizzati, sia per il periodo di consumo (delivery) che per il periodo precedente, poiché, ricordiamoci, i prezzi future esprimono la migliore approssimazione dei prezzi medi che potrebbero verificarsi in futuro sul mercato spot, secondo gli operatori. 

La richiesta di fixing o in generale la fissazione di un prezzo per la fornitura di energia elettrica o gas naturale, risulta in questo periodo molto onerosa non solo a causa del livello assoluto dei prezzi o dei maggiori costi finanziari derivanti da questi aumenti (ne abbiamo parlato nell’articolo Fixing e prezzi alti, quali conseguenze?), ma anche in buona parte a causa della volatilità e della liquidità del mercato.

Impatto della liquidità

Quando un cliente richiede un fixing, il fornitore, per essere in grado di fare un’offerta al cliente e coprirsi a sua volta, fa riferimento ai prezzi del mercato all’ingrosso. Qui, per ogni prodotto standard della curva forward è presente una quotazione che è data da un bid (il prezzo più alto a cui gli operatori sono in quel momento disposti ad acquistare) e un ask (il più basso prezzo a cui gli operatori sono disposti a vendere).

Quando il bid/ask, ovvero la differenza fra il migliore bid e il migliore ask, è di pochi centesimi di €/MWh, significa che è veloce e poco costoso aprire e chiudere delle posizioni, che ci sono molti operatori attivi sul mercato e alti volumi scambiati e dunque si dice che la liquidità è elevata. Viceversa, se la differenza è ampia, è difficile che la domanda e l’offerta si incontrino e dunque le transazioni sono più lente e meno numerose e la liquidità in questo caso si dice bassa.

Il prezzo “fair” o “giusto”, è normalmente la media fra il bid e l’ask, il punto di incontro ideale fra la domanda e l’offerta. Maggiore è la liquidità, più la differenza fra il prezzo “fair” e il bid o l’ask è inferiore. Con liquidità bassa, invece, il prezzo “fair”, ovvero il prezzo medio, ha una differenza consistente rispetto al bid o all’ask e questo comporta una maggiore difficoltà nel negoziare una transazione.

Quando il fornitore deve fare una quotazione al cliente, dunque, l’alta o bassa liquidità ha un impatto diretto sul prezzo del fixing. In un momento di alta liquidità il fornitore non ha difficoltà a negoziare una transazione sul mercato, il prezzo da lui ottenuto sarà molto vicino al prezzo di ask e a poca distanza dal prezzo “fair”. Per questo motivo non sarà necessario richiedere una commissione molto elevata al cliente.

In un momento di scarsa liquidità, il fornitore potrebbe non riuscire a chiudere facilmente la transazione, nemmeno pagando un prezzo più alto del prezzo ask. Per questo motivo il prezzo offerto al cliente dovrà essere abbastanza elevato da consentire al fornitore di coprirsi a sua volta e sarà tendenzialmente molto maggiore di quello “fair”.

Impatto della volatilità

La volatilità del mercato rappresenta l’ampiezza delle oscillazioni dei prezzi in un determinato periodo di tempo. Quando viene richiesto un fixing da un cliente, anche la volatilità è un elemento di impatto non trascurabile sull’offerta fatta dal fornitore. Non solo l’indicazione del prezzo, ma anche la durata temporale dell’offerta (entro cui il cliente ha facoltà di confermare o rifiutare il fixing proposto dal fornitore) sono dipendenti dalla volatilità del mercato.

Quando la volatilità è bassa, le oscillazioni di prezzo sono moderate ed è minore il rischio che il mercato salga e superi il livello di prezzo a cui il fornitore tendenzialmente dovrebbe coprirsi. Viceversa, se il mercato è molto volatile, è più facile che le oscillazioni provochino il superamento del prezzo di riferimento del fornitore e che questi possa subire una perdita.

Per questo motivo, quando la volatilità è bassa il prezzo che viene offerto dal fornitore solitamente incorpora una componente contenuta di maggiorazione a tutela del margine del fornitore e la durata dell’offerta di fixing è più lunga. Viceversa, con una volatilità elevata, il fornitore tenderà a proporre un prezzo maggiore per non rischiare di subire una perdita e il tempo di validità dell’offerta potrebbe ridursi.

Maggiore è la durata dell’offerta richiesta dal cliente, maggiore dovrebbe essere, a parità di condizioni, il prezzo proposto dal fornitore, in modo che possa tutelarsi dalle oscillazioni dei prezzi per il tempo necessario al cliente per accettare o meno l’offerta di fixing.

Conseguenze

In periodi di bassa liquidità e/o alta volatilità il fixing tende dunque a risultare più oneroso per il cliente, a causa della necessità del fornitore di tutelarsi a sua volta. Questo non significa che, nonostante tutto, non valga la pena richiedere dei fixing, ma solo che le condizioni di mercato potrebbero comportare dei costi addizionali.

La scelta di fissare o meno il prezzo di una quota della propria fornitura dovrebbe comunque basarsi sulla view di mercato e sulla valutazione del rischio che mantenere un prezzo indicizzato comporta.

In periodi in cui gas ed energia elettrica hanno prezzi molto alti per molto tempo, come sta succedendo in Europa ormai da qualche mese, alcuni temi tipici del mercato all’ingrosso, come i costi finanziari, la liquidità o la volatilità dei mercati diventano estremamente critici per i fornitori e si ripercuotono a valle, fino ad impattare il cliente finale della fornitura.

Per comprendere queste dinamiche è necessario analizzare quali sono le attività e i costi relativi all’approvvigionamento di gas o energia elettrica che un fornitore tipicamente sostiene quando ha un portafoglio di clienti a cui vende questi beni.

Maggiori costi finanziari “di base”

Per acquistare fisicamente gas o energia elettrica da una controparte o dal mercato spot, a prescindere dalla formula di prezzo scelta dai clienti, un fornitore deve fornire delle garanzie finanziarie a copertura dei suoi acquisti. Queste sono solitamente dimensionate rispetto ai volumi acquistati e al valore in € (chiamato nozionale) corrispondente.

Se il prezzo del gas è passato da 20 €/MWh a 80 €/MWh, a parità di volumi acquistati, una garanzia finanziaria di importo fisso, oggi, sarà sufficiente a coprire (molto) meno della metà delle quantità coperte l’anno scorso. Nella pratica questo si traduce in aumentate (triplicate o quadruplicate) necessità finanziarie a parità di volumi di gas o energia elettrica acquistati.

La conseguenza diretta è che un fornitore deve oggi affrontare costi finanziari molto maggiori rispetto a qualche mese fa, solo per potersi approvvigionare fisicamente del gas o dell’energia elettrica necessari a soddisfare i suoi clienti, a prescindere dalla formula di prezzo richiesta da questi ultimi.

Aumentati costi finanziari sono dovuti anche ai maggiori squilibri di cassa dei fornitori tipici dell’attività di vendita. Se un cliente che acquista energia elettrica o gas paga la sua fornitura a 30-60-90 giorni dal mese del consumo (a seconda delle condizioni contrattuali), il fornitore tipicamente paga molto prima l’energia elettrica o il gas che ha acquistato. I termini di pagamento variano da una/due settimane dopo il prelievo – termini tipici dei mercati spot – a 15/20 giorni dopo il termine del mese di consumo secondo gli standard contrattuali fra controparti. Se i prezzi di gas ed energia elettrica aumentano, tendenzialmente lo squilibrio di cassa che ne deriva è amplificato e questo può causare un aumento nei costi finanziari del fornitore.

Maggiori costi finanziari per i fixing

Oltre ai costi finanziari precedenti, comuni a tutte le formule di prezzo (fisso o variabile), un ulteriore costo finanziario si palesa quando si parla di fixing. Quando un cliente desidera fare un fixing su una quota dei suoi consumi, infatti, il fornitore si trova a sua volta a dover effettuare una copertura finanziaria per bloccare il prezzo offerto al cliente e non rimanere esposto alla variabilità dei prezzi.

Quindi il fornitore dovrà rivolgersi a una controparte o al mercato direttamente per stipulare un contratto finanziario e, neanche a dirlo, per poterlo fare è necessaria o una garanzia finanziaria o un deposito cash, dimensionato, ancora una volta, rispetto al nozionale (prezzo x quantità). Anche in questo caso, prezzi più alti significa garanzie o depositi di maggiore entità rispetto a qualche mese fa e dunque costi maggiori per il fornitore e, di conseguenza, maggiori costi anche per il cliente.

Fra i costi finanziari che vengono sostenuti dai fornitori per l’attività di vendita di gas ed energia elettrica ad un portafoglio di clienti finali, quelli sopra citati sono i più rilevanti come impatto diretto sul cliente nel momento di mercato attuale. Gli aumenti dei prezzi costringono dunque i fornitori a sostenere dei costi molto maggiori rispetto all’anno scorso e questo normalmente viene incorporato nelle offerte che vengono fatte ai clienti. Non solo, dunque, la fornitura risulta più onerosa a causa del livello assoluto dei prezzi, ma anche, indirettamente, a causa di come questi aumenti si ripercuotono sui costi finanziari dell’intera filiera energetica.