Nel 2020 i mercati hanno avuto un crollo a seguito del covid, nel 2021 la crescita dei prezzi di gas ed energia elettrica è stata continua e inarrestabile. Mai come in questi...
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Nel 2020 i mercati hanno avuto un crollo a seguito del covid, nel 2021 la crescita dei prezzi di gas ed energia elettrica è stata continua e inarrestabile.
Mai come in questi ultimi due anni è stato cruciale saper compiere le scelte giuste al momento giusto. Quali lezioni abbiamo imparato? E come queste possono aiutarci a migliorare l’approccio per l’ottimizzazione dei costi energetici in futuro?
Sbagliando si impara, o per lo meno dovrebbe essere così. A volte però capita di sovra reagire ad alcuni errori compiuti in passato, facendo esattamente l’opposto ed incappando invece in una situazione ancora peggiore.
Un tipico esempio di sovra reazione: un cliente per il 2020 ha avuto un contratto a prezzo fisso, non ha potuto approfittare del ribasso dei prezzi dovuto al covid, pagando più cara la sua fornitura, e per questo motivo ha deciso di scegliere un contratto totalmente a prezzo variabile per il 2021. Nel corso del 2021 sicuramente avrà rimpianto questa decisione, per la quale non ha tenuto in considerazione altro se non la delusione dell’anno precedente.
Bisogna ricordare che il mercato non si comporta necessariamente allo stesso modo da un anno al successivo e la soluzione che sarebbe stata “vincente” l’anno prima può essere la più disastrosa l’anno dopo.
Per questo motivo è utile pianificare l’approccio alla gestione della fornitura con gli strumenti adeguati. Un prezzo variabile con fixing consente il maggior grado di flessibilità possibile e può essere una scelta opportuna per la propria fornitura sia negli anni in cui i prezzi scendono, se si è correttamente optato per il prezzo variabile, sia negli anni di prezzi alle stelle, se i fixing sono stati richiesti al momento giusto.
Ogni cliente è diverso da un altro: cambiano i volumi e il tipo di fornitura, e cambia anche la propensione al rischio. Su quest’ultimo punto non sempre i clienti sono esperti, e può quindi diventare necessario per il fornitore non solo trovare la strategia migliore per il proprio cliente, ma anche accompagnarlo verso il rischio più adatto a lui, ricordando che le strategie di fixing cambiano anche a seconda della propensione.
L’accompagnamento del cliente verso il suo profilo può svilupparsi in diversi modi: ad esempio, con un test di propensione al rischio. In parole povere, avere tempo e risorse da dedicare alla conoscenza dei propri clienti e ad un trattamento impostato a partire dalle loro caratteristiche è una delle pratiche migliori che un fornitore possa mettere in atto.
Per quanto sia fastidioso ammetterlo, in alcuni periodi più che migliorare il prezzo di fornitura è necessario concentrarsi sul limitare le perdite. Quest’anno molti clienti, davanti alla rapida salita dei prezzi e nonostante le previsioni di continuo rialzo, hanno preferito non richiedere dei fixing nella speranza di un ribasso, prima o poi, piuttosto che fissare un prezzo molto alto, mettendo di fatto nero su bianco un costo elevato.
In questi casi, soprattutto di fronte a dei prezzi talmente alti da non avere precedenti, è difficile compiere scelte così importanti con razionalità ed è normale che diminuisca la fiducia nelle previsioni di mercato a fronte di una speranza, seppur minima, che il mercato cambi direzione. Per evitare di trovarsi impreparati di fronte a una situazione così critica, sarebbe utile pianificare con anticipo un limite massimo superato il quale richiedere dei fixing e limitare le perdite, quantomeno su una porzione di profilo. L’utilizzo delle cosiddette stop loss è ciò che spesso può fare la differenza fra una gestione corretta ed una eccessivamente rischiosa.
Se questi due anni ci hanno insegnato qualcosa, quindi, probabilmente la lezione principale è che è necessario un approccio strutturato e razionale alla gestione dei costi energetici. Servono gli strumenti giusti per seguire i mercati, serve la flessibilità del contratto (prezzo variabile con fixing), ma serve anche una linea guida per prendere le decisioni corrette nei momenti critici, pianificando come affrontare al meglio le diverse situazioni.
Anche anticipare la contrattualizzazione può essere una buona idea. Poiché la flessibilità offerta da un contratto indicizzato con possibilità di fixing è maggiore all’aumentare del tempo a disposizione prima dell’inizio della delivery (quando cioè si consuma effettivamente), attivare il contratto pochi mesi prima dell’inizio dei consumi limita di fatto i potenziali benefici di questa opzione.
Anticipare la contrattualizzazione per poter valutare eventuali fixing su un intervallo più lungo aumenta le possibilità di ottimizzazione, oltre a rendere di fatto meno stressante la gestione della propria fornitura.
Il momento storico nel quale ci troviamo è caratterizzato da un’altissima volatilità di mercato nel settore dell’energia. Per fare un esempio, il 7 ottobre 2021, poco più di un...
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Il momento storico nel quale ci troviamo è caratterizzato da un’altissima volatilità di mercato nel settore dell’energia.
Per fare un esempio, il 7 ottobre 2021, poco più di un mese fa, l’indice Ttf (Title transfer facility -glossario) ha visto il suo valore crescere quasi del 40%. Ha superato di circa dieci volte il valore di inizio anno, con un prezzo che superava i 160 euro Mhw/h.
Questa situazione crea il forte bisogno nel cliente di conoscere meglio il mercato: l’incertezza che deriva dalla situazione attuale fa sì che chi stipula un contratto di fornitura energetica B2B senta la necessità di capire i meccanismi che stanno alla base di queste ampie fluttuazioni di prezzo.
Solitamente è proprio al fornitore che vengono chieste spiegazioni sui cambiamenti in bolletta, quando ce ne sono.
Come fare, quindi, per offrire sempre un servizio impeccabile ai propri clienti ed essere in grado di rispondere alle loro esigenze e ai loro dubbi in un momento simile? Il tutto senza impazzire, ovviamente.
Ecco allora le 5 best practices che, se entrate a far parte della routine del fornitore, possono svoltare le sue performances.
Potrebbe sembrare una banalità, ma non c’è nulla di più sbagliato! L’osservazione dell’andamento dei prezzi è alla base della gestione dei contratti energetici; il mercato dell’energia è influenzato da molteplici fattori, le cui conseguenze si ripercuotono in modo significativo sull’importo di energia elettrica e gas, quindi il monitoraggio costante è una regola essenziale per non farsi cogliere troppo impreparati dal mercato.
Oltre al monitoraggio è soprattutto importante avere una visione d’insieme, ovvero un’idea del trend nel quale ci si trova: come già accennato, ora più che mai i clienti sentono il bisogno di capire il mercato, e vogliono quindi spiegazioni su come le dinamiche influenzano i prezzi finali. Per poter fornire questa sicurezza in più è necessario mostrarsi preparati, e avere accesso a previsioni accurate e puntuali. Non solo! Ciò che può davvero fare la differenza è la possibilità di accedere a chiarimenti, e magari anche ad analisi retrospettive, per poter argomentare le scelte di mercato prese.
Ogni cliente è diverso da un altro: cambiano i volumi e il tipo di fornitura, e cambia anche la propensione al rischio. Su quest’ultimo punto non sempre i clienti sono esperti, e può quindi diventare necessario per il fornitore non solo trovare la strategia migliore per il proprio cliente, ma anche accompagnarlo verso il rischio più adatto a lui, ricordando che le strategie di fixing cambiano anche a seconda della propensione.
L’accompagnamento del cliente verso il suo profilo può svilupparsi in diversi modi: ad esempio, con un test di propensione al rischio. In parole povere, avere tempo e risorse da dedicare alla conoscenza dei propri clienti e ad un trattamento impostato a partire dalle loro caratteristiche è una delle pratiche migliori che un fornitore possa mettere in atto.
Questa regola è vera generalmente, ma diventa ancora più importante oggi. Come dicevamo, i prezzi delle materie prime e dell’energia alle stelle e il clima di ansia e incertezza dei mercati hanno acuito il bisogno (che comunque già esisteva) dei clienti di conoscere le dinamiche dietro la volatilità di mercato.
Puntare quindi su un servizio post-vendita di cura al cliente che consiste in un accompagnamento, nel renderlo consapevole di cosa sta succedendo nel mercato e di come sono fatte le previsioni è sicuramente un’ottima pratica, che permette di aumentare la propria credibilità e la fiducia dei clienti. In questo modo, il cliente capisce meglio anche i rischi del mercato e non butta tutta la responsabilità degli aumenti di prezzo sul fornitore.
La reattività è da sempre una caratteristica importante per il KAM del fornitore: l’importanza di questa caratteristica, come di altre, è stata aumentata dalla situazione dei mercati attuale. Quando il cliente decide di fissare un prezzo, la reattività del fornitore è fondamentale per evitare che lo scenario cambi e che non sia più possibile effettuare un fixing al prezzo sperato.
Logicamente, in un mercato ballerino come quello dell’energia oggi bisogna essere ancora più scattanti. La reattività del fornitore viene completata poi dalla sua proattività, ovvero la capacità di anticipare i bisogni dei clienti.
Un punto poco considerato ma sicuramente importante è quello di fissare regole chiare e facilmente implementabili a monte della stipula di un contratto. Lasciare le decisioni sul contratto energetico del cliente al day-by-day può rivelarsi molto rischioso, perché potrebbe significare dover rincorrere il mercato e aumentare la reattività del fornitore a livelli non sostenibili.
Definire il modo e la frequenza con i quali si inviano gli alert ai clienti per permettere loro di ottimizzare gli acquisti, ad esempio, è una good practice che può evitare al fornitore lavoro extra e di urgenza.
In conclusione, le best practices di un fornitore, per essere davvero utili, vanno adattate al momento storico che stiamo vivendo e soprattutto alle esigenze dei clienti; capirle e anticiparle è il vero punto di svolta nel lavoro di un KAM.
In un contesto cosí incerto come quello odierno, la scelta del tipo di contratto non può essere effettuata seguendo una logica speculativa: c’è da chiedersi se non convenga proporre ai propri clienti piuttosto una fornitura a prezzo variabile con possibilità di fixing, accompagnandoli quindi ad un cambio di mentalità.
Questo è un esempio di una possibile soluzione ipotizzata sulla base di quelli che saranno i bisogni dei clienti in un prossimo futuro, e rientra nella logica delle 5 best practices che noi di YEM consigliamo ai fornitori.
Certo, implementare tutte queste pratiche e inserirle in una routine già piena non è facile; la soluzione ancora una volta potrebbe proprio venire dal digitale. L’esistenza di un tool che permetta di dedicare più cure e attenzioni ai clienti e all’analisi dei mercati senza levare risorse preziose, specialmente in termini di tempo, ad altre attività è un punto potenzialmente molto interessante per i fornitori.
La produzione di energia elettrica da carbone o lignite è sicuramente una delle più antiche e consolidate in Europa, dove le scorte di carbone (e lignite) sono abbondanti,...
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La produzione di energia elettrica da carbone o lignite è sicuramente una delle più antiche e consolidate in Europa, dove le scorte di carbone (e lignite) sono abbondanti, soprattutto nell’area centro orientale. La disponibilità in loco e la semplicità di estrazione e di sfruttamento di questo combustibile fossile possono esser considerati le basi su cui si è sviluppata la rivoluzione industriale in Europa.
Anche in tempi recenti il carbone è stato ampiamente sfruttato per la produzione termoelettrica, sia in Italia che nel resto di Europa, ed è tuttora una componente importante del mix energetico di molti paesi, come la Germania (ne abbiamo parlato anche nell’articolo Energia rinnovabile, mix energetico e spinta green europea), la Polonia e i paesi dell’est Europa.
Il prezzo del carbone dunque risulta essere un driver importante per il prezzo dell’energia elettrica, soprattutto in relazione al mercato tedesco e, grazie alle numerose interconnessioni fra i paesi del centro Europa, il suo impatto filtra anche nelle dinamiche dei mercati limitrofi.
Ecco quindi che si parla del cosiddetto “clean dark spread” (abbreviato CDS), ovvero la formula che esprime la marginalità del produrre energia elettrica utilizzando il carbone, al netto del costo della CO2 emessa nel processo di combustione.
Poiché il costo della CO2 è stato basso per molti anni, produrre energia elettrica da carbone, pagando cifre molto basse per le (alte) emissioni prodotte, è sempre stato piuttosto conveniente rispetto alla produzione elettrica da gas naturale. Proprio per questo motivo, l’energia elettrica in Germania, in passato, aveva un prezzo molto inferiore rispetto all’energia in Italia, dove si utilizza in prevalenza il gas naturale.
Per buona parte di quest’anno, a causa dell’aumento del prezzo delle emissioni di CO2, la marginalità del carbone è andata diminuendo. Poiché la produzione di 1 MWh di energia elettrica da carbone produce quasi una tonnellata di CO2, il costo della produzione termoelettrica a carbone si è avvicinato a quello della produzione da gas naturale (che emette oltre il 60% di CO2 in meno rispetto al carbone), introducendo fra gli elementi di impatto sui prezzi anche il “coal switch”.
Questo termine indica il punto di equivalenza fra il costo di produzione di 1 MWh elettrico da gas naturale o da carbone, ovvero il produrre energia utilizzando un combustibile o l’altro costa pressoché uguale.
Da qualche mese a questa parte, però, con la ripida crescita dei prezzi del gas naturale, la competizione fra gas naturale e carbone per la produzione termoelettrica è andata scemando, grazie agli ampi e maggiori margini economici garantiti dal carbone, nonostante l’aumento di prezzo della CO2.
La diminuzione della convenienza del carbone rispetto al gas naturale è un elemento fondamentale per permettere all’Unione Europea di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione. La parziale o totale dismissione delle centrali elettriche a carbone e lignite, le più emissive in termini di CO2 e anidride solforosa, è stata pianificata da diversi paesi (fra i quali, in testa, proprio la Germania), ma solo l’annullamento della marginalità può effettivamente spingere verso una dismissione del carbone che sia giustificabile non solo politicamente ma anche, soprattutto, economicamente.
Questa progressiva modifica della composizione del mix energetico europeo, però, se da un lato consentirà di diminuire le emissioni, dall’altro pone non pochi problemi strutturali. Le centrali a carbone e lignite sono tendenzialmente a copertura della fascia baseload, producono cioè quasi 24/7, a causa delle alte temperature raggiunte nel processo che limitano fortemente la flessibilità e la modulabilità degli impianti.
E’ possibile presumere che il solo aumento delle rinnovabili previsto non sarà sufficiente a garantire la copertura delle ore di baseload per subentrare al carbone a causa della non programmabilità e variabilità di sole e vento. Questo apre la strada all’ulteriore sviluppo del gas naturale come risorsa di flessibilità per far fronte alla non programmabilità delle rinnovabili, garantendo maggiore sicurezza e stabilità del sistema elettrico europeo.
Un’altra conseguenza della futura dismissione delle centrali a carbone riguarda il potenziale di autosufficienza energetica europea. Nonostante per svariati motivi una quota consistente del carbone utilizzato in Europa provenga dal Sud Africa, e sia dunque soggetto alle dinamiche tipiche dell’approvvigionamento dall’estero, non si può non considerare che il carbone e la lignite in realtà sono combustibili “autoctoni”, ovvero sono presenti diverse miniere in Europa che possono essere sfruttate per estrarre la materia prima da utilizzare per la produzione elettrica.
L’eliminazione del carbone dal mix energetico europeo e la dismissione delle centrali comporterà un aumento della dipendenza europea dall’import di materie prime da paesi esteri e di conseguenza una sempre maggiore incapacità dell’Europa di essere potenzialmente autosufficiente a livello energetico.
Si sente spesso parlare di stop loss e take profit in riferimento ai contratti di fornitura indicizzati con possibilità di fixing. Qual è il significato di questi termini derivati...
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Si sente spesso parlare di stop loss e take profit in riferimento ai contratti di fornitura indicizzati con possibilità di fixing. Qual è il significato di questi termini derivati dal trading e perché può essere utile imparare ad usarli?
Normalmente, entrambi questi termini indicano un’operazione (acquisto o vendita) con la quale si mette fine alla propria esposizione rispetto ai movimenti dei prezzi di mercato. Nel caso della “stop loss”, ovvero letteralmente “stop alle perdite”, si chiude una posizione che genera una perdita, onde evitare che i movimenti di mercato provochino danni ulteriori ritenuti non accettabili. Nel caso del “take profit”, ovvero “prendi il profitto”, si chiude una posizione che sta generando un guadagno, per consolidare il profitto atteso e non rischiare che i movimenti di mercato possano erodere il margine positivo ottenuto.
Entrambi i termini portano con sé una componente di valutazione (ho fatto bene, ho fatto male, sto guadagnando molto, sto perdendo troppo) che non può prescindere dalla comparazione fra il prezzo di mercato e un prezzo di riferimento (o benchmark). Per esempio, se un trader ha acquistato 1 MW di calendar 2022 ad un prezzo di 100 €/MWh, il guadagno (se il prezzo del mercato sale) o la perdita (se questo scende) sono dati dalla differenza fra il prezzo di mercato e il prezzo a cui è stato acquistato il calendar.
La stop loss sarà dunque quel livello di prezzo oltre il quale la differenza rispetto al prezzo di acquisto genera una perdita eccessiva e che comporta la chiusura immediata della posizione. Il take profit, ugualmente, sarà quel livello di prezzo oltre il quale la differenza rispetto al prezzo di acquisto genera un profitto sufficiente e il trader desidera chiudere la posizione per realizzare il guadagno.
Calando questi termini nel mondo dei contratti di fornitura indicizzati con fixing, una “stop loss” è la richiesta di un fixing in un momento in cui il mercato è bullish, per fermare le perdite ed evitare che il costo della propria fornitura lieviti ulteriormente (prezzo massimo). Viceversa, un take profit è la richiesta di fixing per approfittare di un mercato in discesa e fissare un prezzo ritenuto conveniente per la propria fornitura (prezzo target).
Anche in questo caso è necessario identificare un livello di riferimento benchmark che ci consenta di valutare la “perdita” o il “guadagno” e dunque anche definire la stop loss e il take profit.
Molto spesso un cliente utilizza come benchmark il prezzo stabilito in sede di budget, al di sopra del quale il prezzo della fornitura viene considerato “alto” e al di sotto del quale, viceversa, sarà considerato “basso”. Di conseguenza, la stop loss del cliente è quel livello di prezzo oltre il quale il costo della fornitura è ritenuto “non accettabile” perché troppo alto rispetto al benchmark utilizzato. Se il mercato dovesse raggiungere questo livello, dunque, farà scattare l’immediata richiesta di fixing per non incorrere in un aggravio ulteriore dei costi di fornitura. Il take profit del cliente, viceversa, sarà quel livello di prezzo considerato così “conveniente” rispetto al prezzo benchmark da richiedere subito un fixing per non rischiare di perdere l’opportunità di risparmio.
Questo tipo di valutazione però, se non affiancata da una view di mercato e da un’attenta analisi delle dinamiche dei prezzi attuali, rischia di soffrire di una rigidità che non consente di approfittare appieno della flessibilità offerta dal contratto di fornitura indicizzato con fixing.
Infatti, può accadere che, in un mercato bullish, la stop loss del cliente, sia talmente “bassa” rispetto al livello del mercato che prima viene ignorata, per il timore di fissare un prezzo molto alto, e poi abbondantemente superata, comportando perdite consistenti nella speranza di un ritracciamento del mercato. Viceversa, in un mercato ribassista, può capitare che il take profit del cliente venga esercitato troppo in fretta, non consentendo di approfittare ulteriormente del ribasso atteso, il che, a ben vedere, potrebbe smorzare l’entusiasmo dato dal risparmio conseguito.
Insomma, è corretto avere dei riferimenti di stop loss e take profit “interni”, ma il fatto che questi siano spesso parametrati in maniera statica rispetto a un prezzo di budget o rispetto ai costi dell’anno precedente potrebbe essere un elemento di disottimizzazione in un contesto di mercato che è dinamico e in evoluzione continua.
Seguendo l’evoluzione del mercato è possibile utilizzare il concetto di stop loss e take profit in maniera più flessibile, basandosi non più solo su un riferimento di prezzo “interno”, ma anche su un riferimento “di mercato”. Ad esempio, se il mercato si trova in una fase di ribasso ed il prezzo è considerato “conveniente” per un fixing (rispetto al prezzo benchmark del cliente) ma la view indica che i prezzi dovrebbero continuare a scendere, invece di richiedere il fixing oggi si potrebbe attendere l’ulteriore discesa prevista, stabilendo nel contempo un target, rispetto al prezzo odierno, oltre il quale chiedere un fixing limitando il rincaro, nel caso la view fosse smentita. Questo significa utilizzare una stop loss “di mercato”, parametrata cioè sulla base di un mercato che è in continua evoluzione invece che solo su un livello di benchmark statico.
Per utilizzare correttamente le stop loss e i take profit è necessario però conoscere la propria propensione al rischio. Non tutti i clienti sono disposti a rischiare di fissare un prezzo peggiore pur di avere la possibilità di seguire il ribasso previsto dalla view, così come non tutti sono disposti a stoppare le perdite quando il prezzo è ormai alle stelle, preferendo rischiare molto nella speranza che il mercato inizi a scendere. E’ giusto dunque adeguare l’individuazione delle stop loss al livello di rischio di ciascuno: una minore propensione al rischio comporta livelli di stop loss e take profit più stretti, che proteggano da perdite importanti a fronte, spesso, di una minore possibilità di risparmio; una elevata propensione al rischio, invece, consente di raccogliere tendenzialmente risparmi maggiori, a fronte di potenziali perdite più importanti.
La gestione di stop loss e take profit, inoltre, può essere impostata diversamente in base a quanto tempo rimane prima dell’inizio della delivery della fornitura. Avere mesi e mesi prima dell’inizio della fornitura consente di gestire i take profit e, soprattutto, le stop loss con maggiore tranquillità, perché il mercato potrebbe avere il tempo di cambiare assetto, mentre a poche settimane dall’inizio dei consumi il tempo per una eventuale discesa dei prezzi è molto più limitato.
Insomma, le possibilità di ottimizzazione offerte da un contratto di fornitura a prezzo indicizzato con fixing sono interessanti, ma senza un adeguato presidio del mercato e senza un approccio metodico alla gestione dei fixing è difficile riuscire a coglierle.
Abbiamo discusso durante l'ultimo webinar delle motivazioni che hanno portanto i prezzi del gas ad alzarsi e di quali possano essere le prospettive sui prossimi mesi. Siamo nel...
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Abbiamo discusso durante l'ultimo webinar delle motivazioni che hanno portanto i prezzi del gas ad alzarsi e di quali possano essere le prospettive sui prossimi mesi. Siamo nel mezzo di una crisi globale delle commodities energetiche. I prezzi del gas, del carbone, dell’energia elettrica sono arrivati a toccare dei livelli mai visti in precedenza.
Nonostante i prezzi abbiano leggermente ritracciato rispetto ai massimi raggiunti il 5 ottobre scorso, la situazione rimane estremamente critica. Critica sia per i maggiori costi energetici che dovranno affrontare le famiglie, sia, soprattutto, per l’impatto che questi hanno, e avranno, sul tessuto industriale europeo, già provato da un 2020 difficile a causa del covid. La ripresa dell’industria sembra essere fortemente a rischio e molte sono le imprese che stanno iniziando a ridurre, se non addirittura fermare, i processi produttivi a causa dei costi energetici troppo elevati.
Sebbene ci sia una importante componente di speculazione nell’aumento dei prezzi, la situazione è in realtà figlia di una serie di fattori, contingenti e strutturali, che hanno avuto - e avranno - un forte impatto sull’andamento dei prezzi.
L’inverno scorso è stato caratterizzato da freddo intenso e persistente in tutto l’emisfero nord. La domanda di gas è dunque aumentata, sia in Europa che, soprattutto, nell’area asiatica, fortemente dipendente dalle importazioni di gas naturale liquefatto. L’aumento dei prezzi asiatici (riferimento di prezzo JKM) ha di conseguenza attratto buona parte delle navi di GNL destinate all’Europa, che si è vista sottrarre una risorsa importante di flessibilità. L’Europa è dunque ricorsa ad un utilizzo massiccio del gas in stoccaggio, terminando l’inverno con livelli di gas stoccato al di sotto degli anni passati.
La stagione estiva in Europa è iniziata con un ritardo su tutti i fronti, sia per le temperature, che nel corso del mese di aprile sono rimaste sotto la media, sia per l’inizio delle iniezioni in stoccaggio che hanno avuto un posticipo di 3-4 settimane rispetto al solito.
La domanda asiatica, cinese nello specifico, ha avuto un forte incremento nel corso dell’anno rispetto agli anni passati. La motivazione della crescita della domanda cinese è da ricercarsi sia in fattori contingenti, nello specifico la ripresa economica post covid, sia in fattori strutturali, come il progressivo switch dal carbone al gas, che proseguirà massicciamente nei prossimi anni.
La conseguenza sul mercato europeo è evidente nella diminuzione di import di GNL che si è verificata nel corso di tutta l’estate. La maggiore attrattività del mercato asiatico non solo ha sottratto navi spot di GNL dall’Europa, ma anche supportato il progressivo aumento dei prezzi nel corso dell’estate.
L’inizio ritardato della stagione di iniezione, il gap maggiore con cui è iniziata l’estate e il disincentivo all’iniezione a causa dell’aumento dei prezzi estivi, quasi allineati con i prezzi invernali (backwardation), hanno fortemente impattato il livello degli stoccaggi nel corso di tutta l’estate. Il risultato è una situazione piuttosto critica per la flessibilità invernale del sistema gas europeo, che ha iniziato l’inverno termico (periodo ottobre-marzo) con livelli di gas in stoccaggio ai minimi degli ultimi 5 anni.
Un altro elemento che ha fortemente influito sulle dinamiche dei prezzi del gas nel 2021 è l’import europeo via tubo. Infatti, in Europa il flusso di gas via pipeline è stato inferiore rispetto agli anni passati, in particolare a causa di un calo dell’import dalla Russia.
Gazprom, infatti, nel corso dell’anno ha diminuito l’import di gas, in particolar modo dall’Ucraina e dalla Polonia, limitandosi a soddisfare i propri contratti long term e rinunciando ad incrementare l’import per approfittare dei prezzi decisamente alti. La mancata prenotazione di capacità addizionale nelle aste mensili, reiteratasi diverse volte nel corso degli ultimi mesi (l’ultima il 18/10), ha scatenato sul mercato la preoccupazione di non poter contare sull’aumento delle forniture russe per far fronte all’inverno, dando il via, da agosto in poi, al rally dei prezzi che ha portato il TTF da quota 40 €/MWh a oltre 160 (valore toccato intraday il giorno 5 ottobre).
Le motivazioni per questa strategia di Gazprom sono fonte di diverse ipotesi.
Prima fra tutte la questione Nord Stream II. E’ opinione diffusa che il braccio di ferro fra Russia e Europa (/USA) sulla questione del Nord Stream II sia il motivo della politica stringente di Gazprom, nella speranza di indurre le istituzioni europee a velocizzare l’avvio dell’operatività del tubo che ormai, nonostante le sanzioni, è stato completato ed è tecnicamente pronto per iniziare a importare in Europa 55 bcm/annui di gas. Nonostante Putin e Gazprom abbiano più volte smentito di utilizzare il gas come arma di ricatto e nonostante le diverse rassicurazioni sulla disponibilità ad aumentare i flussi verso l’Europa, la riduzione dei transiti sulle direttrici russe è tuttora critica.
La questione Ucraina è un altro tema che potrebbe aver condizionato le politiche di Gazprom. I rapporti fra Russia e Ucraina sono ormai incrinati, sia per ragioni commerciali, legate proprio al gas naturale, sia per ragioni politiche. L’intento di Gazprom, più volte dichiarato, di bypassare l’Ucraina nei transiti verso l’Europa, in favore di altre tratte, potrebbe aver pesato sulle scelte fatte dal colosso russo nel corso di quest’anno.
Le mosse di Gazprom potrebbero inoltre esser state impostate sulla massimizzazione del fatturato, da sempre driver principale delle strategie russe. La scelta di non approfittare del rialzo dei prezzi aumentando i flussi, a ben vedere, ha consentito a Gazprom di raggiungere un fatturato più alto a fronte di un export minore, mentre l’aumento dei flussi verso l’Europa avrebbe favorito un ribasso dei prezzi.
Ulteriori elementi di impatto sul mercato gas, sono derivati dal legame che il gas naturale ha con l’energia elettrica.
La domanda di gas per uso termoelettrico, nonostante l’aumento dei prezzi del gas, è rimasta consistente nel corso dell’anno. Il notevole aumento del prezzo della CO2 ha agevolato il gas come combustibile per la produzione di energia elettrica rispetto al carbone, il cui prezzo, fra l’altro, ha seguito un pattern di salita del tutto simile al prezzo del gas naturale. Complice la domanda della Cina che, da un anno a questa parte, ha iniziato ad insistere sullo stesso bacino di approvvigionamento dell’Europa, ovvero il Sud Africa, invece di sfruttare l’import dall’Australia, con la quale i rapporti si sono incrinati alla fine dell’anno scorso.
Anche lo scarso output di rinnovabili (in particolare eolico) che si è verificato in alcune aree europee ha supportato la domanda di gas per uso termoelettrico. Il gas, infatti, consente di sopperire con velocità e flessibilità alla variabilità delle rinnovabili non programmabili.
Sebbene non sia possibile imputare l’aumento dei prezzi del gas al minore output delle rinnovabili, è bene tenere presente che il ruolo del gas come strumento di bilanciamento della produzione rinnovabile, in futuro, sarà sempre più importante, soprattutto a valle dei piani fatti dall’Unione Europea con il Green Deal. Nel mix energetico europeo, infatti, dovranno salire sia la quota di rinnovabili che quella del gas, in favore di una diminuzione netta del carbone (il decommissioning di molte centrali a carbone, in particolar modo in Germania, è già in atto).
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, 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.
Per quanto riguarda il settore elettrico, il costo delle emissioni a carico del produttore va ad aggiungersi ai costi variabili della produzione, determinando un aumento del costo marginale e, di conseguenza, diminuendo il margine dell’attività a parità di prezzo di vendita dell’energia prodotta. Una prima conseguenza di questo aumento dei costi marginali è che gli impianti maggiormente colpiti dall’aumento del prezzo della CO2 (ovvero le centrali a carbone o lignite, che a parità di output elettrico emettono maggiori quantità di CO2) perdono progressivamente competitività, venendo fortemente penalizzati in favore degli impianti meno emissivi (come le centrali a gas naturale) e delle rinnovabili.
La progressiva diminuzione degli impianti di produzione elettrica da carbone e lignite operativi è, per inciso, uno degli obiettivi europei già dichiarati da tempo, proprio a causa del forte impatto ambientale di queste installazioni. Un'ulteriore conseguenza del maggior costo marginale degli impianti di generazione da fonti fossili è l’aumento del prezzo dell’energia elettrica (a parità di altri fattori come il costo dei fuels).
Per poter mantenere un margine sufficiente per l’attività di produzione, i produttori soggetti all’ETS devono vendere la propria energia a un costo superiore e questo si riverbera sul prezzo di mercato dell’energia elettrica. Infatti, nonostante la quota di rinnovabili nel mix energetico di tutti i Paesi europei sia in aumento, la produzione elettrica da fonti fossili è ancora piuttosto importante (in Italia, per esempio, circa il 40% dell’energia elettrica è prodotta da gas naturale). L’aumento del prezzo dell’energia elettrica sul mercato all’ingrosso, inoltre, si propaga a valle, nella catena del valore, impattando tutti i consumatori finali, sia domestici che industriali.
Parlando dell’industria pesante soggetta agli obblighi ETS, in particolare, notiamo che l’aumentato costo delle emissioni ha un duplice impatto. Un impatto diretto, ovvero un maggior costo dei titoli di emissione necessari per la compliance ETS annuale, e un impatto indiretto, che è dovuto all’aumento del costo per l’energia elettrica. Questo, di fatto, provoca una diminuzione dei margini e dunque una potenziale perdita di competitività che potrebbe, in qualche caso, comportare addirittura la rilocazione degli impianti in aree del mondo meno costose in termini di emissioni.
L’Unione Europea, conscia di questo rischio (rischio di carbon leakage), sta infatti cercando di implementare delle misure per supportare la competitività del tessuto industriale europeo. Di base, inoltre, le industrie europee colpite dall’incremento dei costi elettrici o di compliance, per poter far fronte alla diminuzione dei margini, sono costrette, quando possibile, ad aumentare il prezzo di vendita dei prodotti a scapito dunque dell’utente finale.
Nel 2020, in concomitanza con la revisione quinquennale degli obiettivi climatici stabiliti nell’ambito dell’Accordo di Parigi, l’Unione Europea ha presentato il cosiddetto “Green Deal” europeo, ovvero la strategia che si intende implementare per promuovere l’utilizzo razionale delle risorse, lo sviluppo di un’economia più sostenibile e la diminuzione delle emissioni di gas serra.
In questo piano di azione europeo sono contenute misure e obiettivi in ambito di energie rinnovabili, economia circolare, innovazione tecnologica e biodiversità volte a ridurre drasticamente l’inquinamento e le emissioni.
Il nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 è stato innalzato, dal -40% al -55% rispetto alle emissioni del 1990, per raggiungere entro il 2050 la neutralità.
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, 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.
Abbiamo parlato a più riprese di ETS, ma non abbiamo mai analizzato il contesto, in particolar modo legislativo, che ha spianato la strada all’attuale sistema per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra.
Il più famoso caposaldo della lotta al cambiamento climatico e dell’impegno per la riduzione delle emissioni è stato il Protocollo di Kyoto, nel 1997. Questo infatti è stato il primo trattato internazionale in cui sono stati stabiliti degli obiettivi vincolanti di riduzione delle emissioni per i Paesi industrializzati che lo hanno sottoscritto.
I Paesi considerati in via di sviluppo non sono stati coinvolti negli obiettivi di riduzione delle emissioni per evitare di rallentare la loro crescita economica e di dover sopportare ulteriori costi e oneri.
Sottoscritto poi da più di 190 Paesi, il Protocollo di Kyoto è entrato in vigore nel 2005, quando anche la Russia l’ha ratificato, ottenendo così l’impegno vincolante dei 55 Stati che, nel 1990, erano responsabili di oltre il 55% delle emissioni di CO2 generate a livello aggregato dai Paesi industrializzati. Nel Protocollo di Kyoto sono stati stabiliti degli obiettivi di riduzione delle emissioni (rispetto all’anno 1990, utilizzato come benchmark) per il periodo 2008-2012.
Nel 2015, a Parigi, si è poi tenuta la Conferenza sul clima in cui è stato stipulato un nuovo accordo importantissimo, chiamato “Accordo di Parigi”.
In questo storico accordo viene sostanzialmente eliminata la differenza fra Paesi industrializzati e Paesi in via di sviluppo, stabilendo così accordi giuridicamente vincolanti per tutti i Paesi che lo hanno ratificato (che rappresentano almeno il 55% delle emissioni globali).
Considerando che la taglia media di una centrale attiva in Francia è di oltre 800 MW, ogni manutenzione implica che vengano a mancare quote davvero consistenti di produzione elettrica e dunque le manutenzioni vengono organizzate a rotazione, per fare in modo che non ci sia mai una sovrapposizione non gestibile di manutenzioni contemporanee.
Gli obiettivi stabiliti sono il mantenimento del surriscaldamento globale al di sotto dei 2°C rispetto al periodo pre-industrializzazione e l’incremento degli sforzi per conseguire la riduzione delle emissioni, arrivando nella seconda metà di questo secolo alla carbon neutrality (equilibrio fra emissioni e assorbimenti). L’Unione Europea, nel quadro dell’Accordo di Parigi, aveva dichiarato il proprio obiettivo di contenimento delle emissioni al 2030 (-40% rispetto alle emissioni del 1990).
Nel 2020, in concomitanza con la revisione quinquennale degli obiettivi climatici stabiliti nell’ambito dell’Accordo di Parigi, l’Unione Europea ha presentato il cosiddetto “Green Deal” europeo, ovvero la strategia che si intende implementare per promuovere l’utilizzo razionale delle risorse, lo sviluppo di un’economia più sostenibile e la diminuzione delle emissioni di gas serra.
In questo piano di azione europeo sono contenute misure e obiettivi in ambito di energie rinnovabili, economia circolare, innovazione tecnologica e biodiversità volte a ridurre drasticamente l’inquinamento e le emissioni.
Il nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 è stato innalzato, dal -40% al -55% rispetto alle emissioni del 1990, per raggiungere entro il 2050 la neutralità.
Gran Bretagna
Con la brexit, la Gran Bretagna, che era uno dei Paesi partecipanti dell’ETS europeo, ha dovuto avviare un ETS a sé stante (ETS UK), attivo da gennaio del 2021 e ad oggi strutturato in maniera similare all’ETS europeo.
L’ETS UK copre circa un terzo delle emissioni totali della Gran Bretagna e coinvolge le industrie energy-intensive, il settore della generazione elettrica e l’aviazione (all’interno di UK e dell’area Economica Europea).
L’ETS UK potrebbe essere allineato a breve con l’ETS EU per garantire ai settori coinvolti di non essere penalizzati o favoriti dal collocarsi a nord o a sud del Canale della Manica.
La Svizzera, ad esempio, dal 2008 ha istituito un sistema ETS, dal 2013 non più volontario ma obbligatorio, sostanzialmente allineato a quello europeo e che copre circa il 10% delle emissioni locali. Nel 2017 ha sottoscritto un accordo con l’UE per collegare i due ETS a partire da gennaio 2020.
Sono dunque riconosciuti reciprocamente i titoli di emissione delle due parti, che possono essere scambiati fra i registri. Questo accordo risulta utile per armonizzare i prezzi, conferendo maggiore liquidità e stabilità al mercato, oltre ad evitare la rilocalizzazione delle emissioni e la distorsione della concorrenza fra le due aree.
Nonostante già da alcuni anni fossero stati lanciati diversi progetti pilota di ETS regionali, solo nel 2021 è stato dato l’avvio al primo ETS nazionale cinese. Questo copre circa il 40% delle emissioni nazionali (oltre 4000 miliardi di tonnellate di CO2), interessando inizialmente circa 2.200 industrie attive nel settore della produzione elettrica e del calore e che emettono ciascuna più di 26mila tonnellate di CO2 all’anno.
Poiché questo meccanismo ha visto la luce solo recentemente, l’assetto attuale dovrà essere modificato per estendere gli obblighi di compliance ad almeno altri 7 settori altamente emissivi in Cina, ovvero petrolchimico, chimico, materiali da costruzione, acciaio, metalli non ferrosi, carta e aviazione nazionale. Oltre all’ampliamento del perimetro è previsto un progressivo aumento degli oneri e l’integrazione degli ETS regionali nell’ETS nazionale.
Nel resto del mondo sono diversi i sistemi ETS già funzionanti da tempo. Fra questi, ad esempio, troviamo ben due ETS in Canada, uno per il Québec, uno per la Nuova Scozia, entrambi basati su un meccanismo cap and trade che copre circa l’80% delle emissioni delle due province.
Anche negli USA sono attivi e in fase di avviamento diversi ETS a livello dei singoli stati della confederazione (es. California). Un sistema ETS obbligatorio attivo da anni è quello dell’area metropolitana di Tokyo, in Giappone, dove sono attivi anche altri ETS locali, ed è basato su un sistema cap and trade che impone a industrie, fabbriche, grandi palazzi e ad altre tipologie di soggetti che consumano ingenti quantità di combustibili fossili di ridurre progressivamente le loro emissioni al di sotto di determinati benchmark.
Restando nell’Area asiatica, anche la Corea del Sud si è dotata di un ETS da gennaio 2015, il primo meccanismo obbligatorio su scala nazionale nel continente e, fino a poco tempo fa, il secondo maggior mercato delle emissioni per dimensioni mondiali.
Molti altri ETS sono in via di valutazione nel mondo. L’Accordo di Parigi ha posto le basi per lo sviluppo dei mercati internazionali dei titoli di emissione e di un sostanzioso set di regole per contabilizzare le emissioni, motivo per cui in futuro è probabile che in tutti i Paesi aderenti all’Accordo si sviluppino delle forme di mercato delle emissioni per riuscire a raggiungere i target di riduzione prefissati.
Dopo il disastro di Fukushima del 2011 diversi stati dell’EU hanno pianificato la chiusura, nel tempo, delle proprie centrali nucleari, la maggior parte dei quali ormai vetuste....
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In Italia si è rinunciato al nucleare ormai decenni fa, ma uno dei Paesi a noi vicini ne è invece il leader indiscusso in Europa. La Francia, infatti, è il Paese europeo che sfrutta maggiormente l’atomo per la produzione di energia elettrica (vi si trovano infatti più della metà delle centrali nucleari europee), e il cui mix è caratterizzato da una quota di energia prodotta da nucleare al di sopra del 70% (solo nel 2020 questa percentuale si è attestata leggermente al di sotto del 70% a causa di manutenzioni prolungate delle centrali).
Nonostante i mix di generazione elettrica dei diversi Paesi europei siano caratterizzati da alcuni elementi di tipicità (ne abbiamo parlato anche nell’articolo Energia rinnovabile, mix energetico e spinta green europea), grazie alle interconnessioni fra le reti elettriche nazionali, le dinamiche che impattano un mercato locale (es. Italia o Francia o Germania) si ripercuotono anche sui Paesi limitrofi, con i quali ci sono scambi di energia elettrica alle frontiere.
La Francia esporta verso i paesi limitrofi una buona quota dell’energia elettrica prodotta dalle sue centrali nucleari (il net export annuale si avvicina al 10% dell’energia totale prodotta in Francia) e questo fa sì che la disponibilità delle centrali nucleari francesi impatti anche sui mercati elettrici del centro/sud Europa.
In particolare, l’Italia, che acquista all’estero circa il 10/15% dell’energia necessaria a soddisfare la domanda nazionale annuale, è fortemente legata alle dinamiche del mercato francese e, dunque, alla disponibilità e all’output delle centrali nucleari.
Vediamo quindi quali sono le peculiarità e le criticità legate alla generazione nucleare e come queste impattano i mercati europei dell’energia elettrica.
Se la produzione elettrica da gas naturale, come abbiamo detto più volte, è una delle forme di generazione più flessibile e modulabile, la produzione nucleare è invece piuttosto rigida e difficile da modulare. Per questo motivo il profilo coperto dalle centrali nucleari è tendenzialmente il profilo baseload (24/7).
Come per tutte le centrali, anche per gli impianti nucleari è necessaria una manutenzione periodica. La criticità del processo di fissione, unita all’obsolescenza degli impianti nucleari francesi (ma anche, in generale, europei visto che l’età media è superiore ai 35 anni), fa sì che le manutenzioni debbano essere programmate quasi una volta all’anno per ogni centrale attiva, con l’azzeramento dell’output elettrico che dura all’incirca 4/5 settimane.
Considerando che la taglia media di una centrale attiva in Francia è di oltre 800 MW, ogni manutenzione implica che vengano a mancare quote davvero consistenti di produzione elettrica e dunque le manutenzioni vengono organizzate a rotazione, per fare in modo che non ci sia mai una sovrapposizione non gestibile di manutenzioni contemporanee.
Le manutenzioni, quando possibile, vengono principalmente concentrate nel periodo estivo, quando la domanda e i prezzi sono generalmente inferiori, affinché il maggior numero possibile di centrali possa esser pronta per produrre a pieno regime nel periodo invernale, quando la domanda è al suo picco annuale.
La disponibilità del nucleare è un driver estremamente importante per il mercato elettrico francese e, di conseguenza, per i mercati limitrofi. Il prolungamento inaspettato di una manutenzione o l’outage non programmato di un impianto possono causare notevoli sbalzi nei prezzi dell’energia elettrica, soprattutto nei periodi critici come l’inverno, quando la domanda sia di gas che di energia elettrica è ai massimi e la mancanza di produzione nucleare deve essere rimpiazzata da altri impianti di generazione più costosi.
Inoltre, come abbiamo detto, la Francia è uno dei Paesi del centro Europa che esporta maggiormente, sia grazie al basso costo dell’energia elettrica prodotta da nucleare, sia per la quota importante di profilo baseload da esso coperto, e per questo motivo la mancata produzione nucleare può provocare un aumento dei prezzi anche nei paesi limitrofi.
Le politiche europee spingono verso una denuclearizzazione progressiva e il dibattito sul tema (il nucleare è green oppure no?) è piuttosto caldo, ma la produzione nucleare ad oggi risulta non solo una quota consistente del totale, ma anche insostituibile a causa della mancanza di alternative già potenzialmente utilizzabili. I parchi nucleari presenti, poi, iniziano ad essere obsoleti e la maggior parte si trova quasi a fine vita.
A meno di un recupero di popolarità del nucleare in Europa, difficilmente nei decenni a venire le centrali in progressiva dismissione verranno sostituite da impianti di nuova generazione e questo, unito alla dismissione delle centrali a lignite e carbone già avviata in Germania negli ultimi anni, pone non pochi interrogativi sulle possibili alternative a disposizione dell’Europa.
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, 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.
L’ETS (Emission Trading Scheme) è il principale strumento dell’Unione Europea per perseguire gli obiettivi stabiliti nel Protocollo di Kyoto e contrastare i cambiamenti climatici, diminuendo progressivamente le emissioni di gas serra degli Stati Membri. Attivo dal 2005, l’ETS identifica alcuni settori (es: produzione di energia elettrica e calore, industria pesante, aviazione…) ad alta emissività e obbliga i soggetti emettitori a pagare annualmente per ogni tonnellata di CO2 equivalente (non solo CO2, dunque, ma anche N2O – ossido di azoto e PFC – perfluorocarburi, anch’essi espressi in tonnellate di CO2 equivalenti) emessa in atmosfera, spingendo dunque verso un progressivo ammodernamento degli impianti e l’abbandono di tecnologie altamente inquinanti.
L’ETS europeo è attualmente il mercato di scambio di titoli di emissione più esteso al mondo ed è basato su un meccanismo “cap and trade”, ovvero viene fissato un tetto massimo (CAP) alla quantità di emissioni che possono essere generate dai soggetti che partecipano all’ETS ed entro questo limite massimo le quote di emissione possono essere scambiate fra gli operatori (TRADE).
Il tetto massimo va riducendosi nel tempo per fare in modo che le emissioni consentite siano sempre di meno, garantendo, da un lato, che le quote in circolazione abbiano un valore superiore a zero e, dall’altro, che gli impianti vengano incentivati a ridurre le proprie emissioni.
Il ritmo della diminuzione del cap è dato dal FLR (fattore lineare di riduzione), ovvero una percentuale che indica di quanto, di anno in anno, viene diminuito il tetto.
Il FLR dal 2021 è fissato al 2,2% (fino al 2020 era l’1,74%), ma sarà ulteriormente aumentato una volta approvata la revisione del sistema ETS. La proposta della Commissione Europea del 14 luglio 2021 include infatti un aumento del FLR al 4,2% e una diminuzione “one off” del tetto massimo, non ancora quantificata, che consenta di ottenere lo stesso effetto di un FLR del 4,2% applicato dal 2021. Questa, tuttavia, ad oggi è una proposta e dovrà essere approvata e ratificata affinché possa diventare ufficiale.
Ogni anno, entro il mese di marzo, i soggetti obbligati devono far certificare le emissioni generate dai propri impianti nel corso dell’anno solare precedente. Queste emissioni devono poi essere “annullate” entro il mese di aprile, consegnando un numero di certificati (titoli di emissione) tale da coprire totalmente la quantità di emissioni certificate dell’anno precedente. I certificati di emissione vengono acquistati dai soggetti obbligati sul mercato delle aste primarie (i titoli vengono venduti dai diversi Stati Membri) o sul mercato secondario (da controparti come i grossisti) e un titolo corrisponde a 1 tonnellata equivalente di CO2.
Alcuni settori o alcune tipologie di industrie ricevono gratuitamente una parte dei titoli necessari alla compliance annuale (allocazioni gratuite) per mantenere la competitività e scongiurare il rischio di carbon leakage, ovvero il rischio che un'industria sia costretta a rilocare i propri stabilimenti produttivi in ree geografiche in cui non viene applicato un costo per la CO2 emessa. Anche il meccanismo delle allocazioni gratuite sarà modificato dalla revisione del sistema ETS proposta dalla Commissione Europea con il pacchetto “Fit for 55”.
La fase pilota del sistema ETS, detta anche Fase 1, è durata 3 anni (2005-2007) ed è stata propedeutica per la creazione del mercato di libero scambio dei titoli di emissione e delle infrastrutture necessarie per comunicare e verificare le emissioni dei soggetti obbligati
coinvolti.
In questa fase il tetto previsto per le quote di emissione (CAP) era stabilito a livello nazionale attraverso i cosiddetti PNA, ovvero i Piani Nazionali di Assegnazione. I soggetti obbligati erano costituiti dagli impianti e le industrie che facevano un utilizzo intensivo di energia, ma a causa dell’elevato numero di quote assegnate gratuitamente (spesso maggiori del numero di quote necessarie per la compliance annuale) e della necessità di implementare gradualmente le misure di contenimento delle emissioni, l’offerta di titoli ha ecceduto di gran lunga la domanda, confermando la necessità di riequilibrare il bilanciamento del mercato.
Dal 2008 al 2012 l’ETS è passato alla Fase 2, con lo scopo di rinforzare il meccanismo di progressiva riduzione delle emissioni e raggiungere i primi obiettivi stabiliti nel Protocollo di Kyoto. In questa fase il tetto massimo delle quote è stato abbassato (-6,5% circa rispetto al 2005) basandosi sulle emissioni effettive degli impianti soggetti all’ETS e le quote assegnate a titolo gratuito sono state leggermente decurtate rispetto alla Fase 1.
Purtroppo però, con la crisi del 2008, l’industria europea ha subito un forte colpo e le emissioni sono diminuite massicciamente a causa della contrazione dell’economia, provocando un eccesso di quote sul mercato e la stagnazione dei prezzi al di sotto dei 10 €/tonnellata, protrattasi anche nella fase successiva.
Nel corso della Fase 3, dal 2013 al 2020, l’ETS ha subito un'ulteriore evoluzione. Il CAP, fissato non più dai singoli Stati ma a livello aggregato per tutta l’UE, è stato diminuito progressivamente di anno in anno con l’introduzione del Fattore Lineare di Riduzione (FLR), e il numero di allocazioni gratuite è stato ulteriormente limitato introducendo un benchmark a livello europeo per le emissioni dei diversi settori; il settore della produzione elettrica ha visto le quote gratuite esaurirsi, a eccezione di alcune deroghe specifiche.
Nonostante i meccanismi di asta e gli sforzi per ridurre lo squilibrio di mercato, è stato necessario introdurre delle misure ulteriori per diminuire l’offerta di titoli e consentire ai prezzi di iniziare a salire.
Una misura di breve termine è stata il cosiddetto backloading, ovvero il “rinvio” della messa in asta di 900 milioni di quote, originariamente in asta fra il 2014 e il 2016. Queste quote avrebbero dovuto esser messe a disposizione fra il 2019 e il 2020, ma l’UE, con la decisione di introdurre la Market Stability Reserve a partire dal 2019, ha optato per spostarle nella riserva di mercato senza rimetterle in asta nel periodo previsto. Nel corso della fase 3, dopo la stagnazione dei prezzi che è perdurata fino al 2017, l’effetto dell’inasprimento delle misure a sostegno del meccanismo ETS ha provocato l’innalzamento dei prezzi, solo temporaneamente interrotto nel 2020 dalla pandemia di Covid.
Il mercato dell’energia elettrica e del gas naturale offre diverse occasioni per riflettere sul portarsi avanti o meno con i fixing della propria di fornitura. Quando i prezzi...
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Il mercato dell’energia elettrica e del gas naturale offre diverse occasioni per riflettere sul portarsi avanti o meno con i fixing della propria di fornitura. Quando i prezzi crollano (come nel periodo del primo lockdown nel 2020) o quando la salita dei prezzi pare inarrestabile (come in questi ultimi mesi) la domanda che sorge spontanea è “farei bene a richiedere dei fixing anche per l’anno/gli anni prossimi?”. Come sempre, la risposta è: dipende! Dipende innanzitutto dalla view di mercato, dal valore assoluto dei prezzi, dal nostro budget, da come il movimento di mercato si ripercuote sulle diverse porzioni di curva forward e da come questi aspetti si combinano fra di loro.
La view di mercato ci offre una indicazione sul comportamento futuro dei prezzi che stiamo osservando. Se la view di mercato è bullish, ovvero se ci aspettiamo che i prezzi salgano, significa che oggi il prezzo è, o quantomeno pensiamo che sia, più conveniente rispetto a un domani. E’ lecito dunque valutare se richiedere dei fixing non solo per il periodo di fornitura più prossimo, ma anche per i trimestri o gli anni a venire.
Inoltre, la view esprime anche una durata, nel tempo, del movimento di mercato previsto ed è imprescindibile considerare questo aspetto per valutare dei fixing sul lungo periodo. Ad esempio, se nel medio/lungo temine la view è rialzista, magari per i prossimi 6-8 mesi, allora ha senso valutare di iniziare a fissare il prezzo per la fornitura non solo per il prossimo trimestre ma anche per i successivi.
Se invece la view indica che ci potrebbe essere solo un breve periodo di bullishness e, a seguire, un rilassamento dei prezzi, magari non è prudente fissare il prezzo di gran parte dei volumi sul lungo periodo. Nel caso opposto, se la view è ribassista nel medio/lungo termine, forse ha senso attendere che i prezzi scendano prima di chiedere un fixing su volumi consistenti, mentre se la bearishness è solo di breve termine potrebbe essere furbo cogliere l’occasione.
Insomma, la view fornisce la chiave di lettura del mercato, ma è l’indicazione della durata del rialzo o ribasso atteso che ci può dare maggiore supporto per valutare un fixing sulle porzioni di fornitura molto più in là nel tempo.
Inoltre ciascuno ha una propria percezione del livello di prezzo oltre il quale la fornitura è ritenuta “troppo costosa” o “conveniente” e questo difficilmente dipende dalla view di mercato. Se il prezzo utilizzato per il budget (prezzo target) fosse molto più alto rispetto al livello attuale del mercato, chi non avrebbe la tentazione di richiedere un fixing consistente anche per gli anni successivi per aggiudicarsi una fornitura meno costosa del previsto?
Al contrario, quando i prezzi sono molto più alti del prezzo target, qualcuno potrebbe fare un po’ fatica a bloccare il prezzo della fornitura dell’anno prossimo (figuriamoci degli anni successivi), nella speranza che il mercato ritorni su prezzi più bassi. Se è vero che nel primo caso potrebbe esserci un mancato risparmio, ma tuttavia un risultato positivo perché si è fissato un prezzo ritenuto conveniente, nel secondo caso il rischio è che i costi possano crescere ben al di sopra delle aspettative.
Avere un lungo periodo prima dell’inizio del consumo dovrebbe aiutare a gestire i fixing in maniera più razionale, senza la fretta di dover prendere una decisione a tutti i costi. Vale dunque la pena soffermarsi a valutare con attenzione la view di mercato, per evitare che considerare solo il valore assoluto dei prezzi e/o il prezzo di budget possa compromettere l’ottimizzazione della fornitura. Se poi la view di medio/lungo termine supporta ciò che si è rilevato a livello di valore assoluto dei prezzi, allora ci sono tutti gli elementi per prendere una decisione consapevole che sia effettivamente una “azione” e non una “reazione” ciò che si verifica sul mercato.
Infine, per valutare se giocare di anticipo e richiedere dei fixing per la fornitura dell’anno o degli anni prossimi, è necessario anche verificare che la porzione di curva sulla quale si vorrebbe richiedere un fixing sia interessata o meno dal movimento di mercato attuale o previsto dalla view.
E’ vero che quando il mercato ha un trend fortemente bullish, ad esempio, tutta la curva forward tende ad apprezzarsi, ma quello che sul prossimo trimestre è un movimento importante, magari di 10 o 15 €/MWh, può essere un aumento molto meno rilevante sul calendar + 1 o + 2.
Non è detto, infatti, che l’ampiezza dei movimenti di mercato si riverberi allo stesso modo su porzioni di curva molto avanti nel tempo. E’ necessario quindi verificare quale opportunità o rischio di maggior costo si possa esprimere nei prezzi delle porzioni di curva lontane e soppesare questo movimento nel quadro generale.
Insomma, il processo decisionale è sempre il frutto dell’analisi di una serie di fattori e della valutazione di come questi si incastrino fra loro. La ricetta perfetta non esiste e purtroppo neanche la sfera di cristallo, ma seguire con attenzione la situazione dei mercati e costruirsi una view dei possibili sviluppi futuri consente di avere gli strumenti per prendere delle decisioni razionali e consapevoli per l’ottimizzazione della fornitura, non solo per il breve termine anche per gli anni a venire.
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Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per...
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Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per permettervi di ottimizzare i vostri costi energetici.
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...
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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.
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.
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.
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.
E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i...
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E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i pesanti aumenti avvenuti a fine 2021. Basti pensare che il PUN (Prezzo Unico Nazionale) ha consolidato un Q1-2022 di poco inferiore ai 250 €/MWh, mentre per il gas naturale PSV i primi tre mesi di consegne spot (Day Ahead) si sono attestati poco sotto ai 100 €/MWh.
Gli effetti di questi aumenti si stanno sentendo pesantemente su tutti i fronti e pesano in particolar modo sui consumatori finali, che si trovano a far fronte a costi energetici sempre più insostenibili. Anche se sono entrate in vigore alcune misure per il contenimento dei costi, come l’azzeramento di alcune voci della fattura energetica (gli oneri generali di sistema) o la riduzione dell’IVA su alcune tipologie di fornitura, con il prezzo della materia prima di 3 o 4 o addirittura 5 volte maggiore rispetto a un anno fa, il costo energetico complessivo è comunque lievitato.
Non solo i clienti finali sono in grave difficoltà, ma nella filiera energetica una posizione piuttosto delicata (per usare un eufemismo) oggi tocca ai fornitori. Le aziende attive nel settore della vendita di energia elettrica e gas naturale si trovano ad affrontare delle difficoltà senza precedenti (come abbiamo detto anche nell’articolo Fornitori e clienti: conseguenze dei prezzi di mercato alle stelle). L’aumento dei prezzi e della volatilità sui mercati all’ingrosso ha comportato, ormai da mesi a questa parte, un aumento dei costi legati all’approvvigionamento e alle coperture del rischio del portafoglio, entrambi elementi strettamente legati al prezzo.
Non solo aumento dei costi, a fronte spesso di margini fissati contrattualmente in periodo pre-crisi, ma anche aumento delle necessità finanziarie e di liquidità legate all’attività di compravendita di energia o gas, anch’esse proporzionali rispetto ai prezzi e alla volatilità dei mercati. Per acquistare gas o energia elettrica, infatti, gli operatori devono fornire garanzie finanziarie o liquidità a copertura dei loro acquisti e nella maggior parte dei casi si tratta di incrementi di garanzie da 5 a 10 volte i valori precedenti.
Per non parlare dello squilibrio di cassa, strutturale e naturale per una società di vendita, che paga l’energia o il gas acquistato (e gli oneri di sistema relativi) con 1-2-3 mesi di anticipo rispetto al momento dell’incasso da parte dei clienti. Con l’aumento dei prezzi e il protrarsi di questa alterazione del mercato, il disallineamento fra entrate ed uscite si è fatto a dir poco difficoltoso, per qualcuno addirittura fatale.
Tutto questo ha danneggiato in modo importante la situazione finanziaria ed economica delle società del settore, alcune delle quali hanno dovuto sospendere l’attività di vendita di energia o gas.
Ma il peggio, probabilmente, deve ancora venire, ovvero il momento in cui sui fornitori peserà a pieno anche l’effetto delle rateizzazioni delle bollette concesse ai consumatori domestici o alle imprese, a cui si andrà a sommare l’aumento della morosità dei clienti di fronte agli aumenti degli ultimi mesi. Le società del settore, aziende fino a sei mesi fa per lo più sane e ben gestite, potrebbero trovarsi impossibilitate a sopportare il protrarsi di queste condizioni di mercato a causa di una situazione finanziaria così difficilmente gestibile.
La gravità della situazione non è passata inosservata e molte sono state le richieste di supporto rivolte dalle associazioni di operatori del settore alle autorità competenti, sia in Italia che all’estero. La difficoltà di accesso alla finanza e alla liquidità in un momento grave e particolare come l’attuale è uno dei nodi dei diversi appelli degli ultimi mesi.
Anche da parte della European Federation of Energy Traders, primaria associazione europea di operatori del settore, è stata sottolineata la necessità di un supporto di emergenza di liquidità e finanza che consenta agli operatori di sopravvivere e ai mercati energetici di continuare a funzionare. Già, perché una ulteriore conseguenza dei prezzi così alti è il crollo della liquidità sui mercati, a causa del fatto che sempre meno operatori hanno la finanza necessaria per negoziare i prodotti della curva forward sui mercati organizzati.
La mancanza di un mercato liquido potrebbe impedire agli operatori di effettuare le operazioni di copertura non solo dei proprio portafogli di vendita ai clienti finali, ma anche del gas importato dall’estero o iniettato in stoccaggio, così come dell’energia elettrica prodotta dalle centrali. Insomma, il crollo della liquidità potrebbe impedire il regolare funzionamento dei mercati energetici e minare alla base l’esistenza di un mercato libero.
Ad essere onesti, è difficile anche per l’EU riuscire ad intervenire con manovre centralizzate che non penalizzino gli sviluppi futuri del settore e il raggiungimento degli obiettivi di lungo periodo in termini di mix energetico e emissioni. La tutela del consumatore finale è una contingenza assolutamente necessaria, ma è necessario anche salvaguardare la salute del settore nel medio/lungo termine.
Ad esempio, modificare la remunerazione degli impianti rinnovabili non incentivati mettendo un tetto massimo al prezzo per l’energia prodotta potrebbe provocare non solo gravi danni economici per le società interessate (che magari non hanno approfittato dell’aumento dei prezzi perché avevano effettuato coperture di lungo periodo a prezzi inferiori), ma anche portare al calo dell’appetito degli investitori del settore e questo, a sua volta, comprometterebbe il percorso di decarbonizzazione stabilito per i prossimi decenni.
Ugualmente, l’introduzione di un massimale al prezzo di gas o energia elettrica o una modifica del meccanismo di formazione dei prezzi spot a livello locale introdurrebbe distorsioni che avrebbero un impatto anche sulla curva forward e che, nel lungo periodo, potrebbero influenzare negativamente l’integrazione fra i mercati europei, così come lo sviluppo di investimenti in produzione rinnovabile o risparmio energetico.
Insomma, sembra sempre più difficile riuscire a salvare, come si suol dire, “capra e cavoli”. Solo una rapida risoluzione della situazione in Ucraina potrebbe, forse, riuscire a riportare i mercati verso una condizione di stabilità ed è piuttosto probabile che un ritorno alla “normalità” non avvenga, in ogni caso, in tempi brevi, né per quanto riguarda il livello dei prezzi, né per lo stato di salute del settore.
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