Il blog che fa la differenza sui contratti di fornitura di energia

Nel contesto attuale della crisi dei prezzi dell'energia elettrica, c'è un concetto ricorrente nelle giustificazioni sul perché i prezzi continuano a salire; le quote di emissione dei gas a effetto serra.

Il commercio di queste emissioni, i cui prezzi sono più alti che mai, è uno strumento di mercato creato come incentivo o disincentivo economico per per perseguire un beneficio ambientale. Il suo scopo è che gli impianti industriali inquinanti riducano le loro emissioni nell'atmosfera. 

Evoluzione del prezzo di CO₂ nel 2021. Fonte: SENDECO2, Sistema Europeo di Negoziazione di CO2

Attualmente, ci sono mercati di emissioni che operano in diversi paesi e che riguardano diversi tipi di gas a effetto serra. Tuttavia, ciò che sta influenzando il prezzo dell'energia elettrica nella maggior parte dei paesi del vecchio continente è la direttiva 2003/87/CE emessa dall'Unione Europea (UE). Ad oggi, è l'atto legislativo sul regolamento della CO2 più ambizioso.

Il decreto interessa le emissioni di CO2 provenienti da diverse attività nei 27 Stati membri dell'UE.
Centrali termiche, cogenerazione, altri impianti di combustione con potenza termica superiore a 20 MW (caldaie, motori, compressori...), raffinerie, fabbriche di ferro e acciaio, cemento, ceramica, vetro e carta.

Elenchiamo i fattori che impattano su questo mercato:

1. Permessi di emissione: si riferisce al permesso concesso a un impianto interessato da un determinato sistema di scambio di emissioni, che lo autorizza a emettere gas inquinanti, anche se senza la possibilità di poterlo acquistare o vendere.
   
2. Quote di emissione: la possibilità per un impianto di emettere gas inquinanti, e di cui una parte può essere acquista o venduta.
   
3. Emissioni massime: il volume totale di quote che possono essere scambiate. Serve a misurare l'obiettivo ambientale e a fissare i limiti di emissione, dando un valore monetario al rilascio quando si crea una mancanza.
4. Assegnazione di quote: Attraverso le aste o altri processi, sono il meccanismo attraverso il quale gli impianti possono assegnare le quote di emissione.
5. Conformità: gli impianti interessati sono obbligati a restituire una quantità di quote equivalente alle emissioni reali prodotte dalla loro attività. Anche se non hanno limiti di emissione individuali, c'è un limite generale e il già citato obbligo di coprire le emissioni con quote.
6. Monitoraggio delle emissioni: Gli impianti soggetti allo scambio devono tenere traccia delle loro emissioni, con l'obiettivo di sapere in ogni momento quale quantità di quote devono restituire.
7. Registro delle indennità: Il registro elettronico che serve a tenere traccia delle quote in circolazione. Include quanti sono e a chi appartengono.

Il Sistema per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra dell'UE interessa globalmente più di 10.000 impianti e più di 2 miliardi di tonnellate di CO2, ossia il 45% circa delle emissioni totali di gas serra nell'UE.

Qual è l'impatto attuale?

La tendenza dei prezzi della CO2 è cambiata significativamente dall'anno in cui il mercato è stato creato. Nelle ultime settimane, in particolare, c'è stato un aumento del prezzo delle quote di emissione nel mercato europeo, dove stanno raggiungendo valori superiori a 50 €/tonnellata; un aumento del 150% rispetto al valore di un anno fa. Questo significa che l'industria che inquina paga di più per farlo.

Inoltre, le quotazioni future dei mercati del diritto di emissione indicano che questa situazione di prezzi elevati continuerà nel tempo, soprattutto a causa della maggiore ambizione climatica dei diversi paesi dell'Unione Europea e l'annuncio del ritorno degli Stati Uniti all'accordo di Parigi.

Così, le industrie che utilizzano processi inquinanti stanno trasferendo il costo delle loro emissioni di gas serra nei costi di produzione dell'energia. Questo significa che i prezzi marginali dell'elettricità sul mercato, fissati dalle tecnologie più costose, sono a valori più alti.

I prezzi alle stelle della CO2

La tendenza dei prezzi continua a salire: il prezzo di una tonnellata di CO2 ha già superato di gran lunga la barriera dei 50 €/tonnellata. Lo scorso maggio, il prezzo medio era vicino a 52 €/t, un aumento del 15% rispetto allo stesso prezzo del mese precedente. Come se non bastasse, questo giugno il prezzo di una tonnellata di CO2 ha raggiunto un nuovo record, 56,5 €.

Anche se sembra necessario introdurre un meccanismo che penalizzi economicamente le industrie inquinanti per spingerle ad essere più rispettose dell'ambiente, se queste trasferiscono i loro costi nel prezzo finale del loro prodotto, il kWh, i più danneggiati dal meccanismo sono i consumatori finali. Per questo, anche se si tratta di un mercato in evoluzione, è necessario proporre misure che limitino i prezzi massimi o che impediscano alle imprese di rifletterli nei loro costi finali. È in gioco la salute di tutti, sia ambientale che economica.

Tradotto da Giulia Romani

Il mese di dicembre ha visto un fermo recupero dei prezzi delle commodities e del mercato elettrico europeo, sostenuto dal rialzo di CO2, carbone e gas. Le quotazioni del Cal21 PSV sono passate da un valore medio a novembre di poco superiore a 14 €/MWh a un consuntivo prossimo a 16 €/MWh a dicembre, guadagnando quindi più del 10% su base mensile, mentre il prezzo elettrico forward Cal21 BL da una media per novembre di poco superiore a 47.5 €/MWh si è portato in prossimità dei 54 €/MWh in media a dicembre. Il gas europeo e, a cascata, quello italiano hanno beneficiato del forte recupero del mercato mondiale del GNL. Problemi in diversi siti di produzione e ritardi nei trasporti legati a congestioni nel canale di Panama e al conseguente cambiamento delle rotte dagli Stati Uniti verso l’Asia (via capo di Buona Speranza e canale di Suez) si sono combinati con la ripresa della domanda asiatica (grazie al fermo recupero dell’economia cinese, a previsioni di temperature inferiori alla norma e all’annuncio di una massiccia riduzione dell’uso del carbone per produzione termoelettrica in Sud Corea). Il rialzo dei prezzi forward gas, unito a quello del carbone e della CO2, si è riverberato sui prezzi forward elettrici.

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Dopo i minimi marcati a inizio mese sia dal mercato future gas che elettrico, le quotazioni del Cal21 PSV hanno avuto un andamento sostanzialmente laterale, con il recupero degli ultimi giorni che porta ad un bilancio per il mese modestamente positivo (+3% da fine ottobre). Il Cal21 Power Italia ha messo a segno un recupero del 8% leggermente più significativo del PSV, aiutato dal fermo recupero della CO2. I mercati finanziari, a cui la CO2 è strettamente correlata, hanno infatti iniziato a scontare un ritorno alla normalità e una conseguente ripresa della domanda in tempi più brevi di quanto precedentemente atteso, dopo gli ottimistici annunci di Pfizer e Moderna sul vaccino. Sul mercato gas, più legato a dinamiche fisiche soprattutto nei mesi invernali, hanno invece pesato, limitando lo spazio al rialzo, la riduzione della tensione sull’offerta in Europa, grazie alla normalizzazione dei flussi dalla Norvegia e all’incremento degli arrivi di GNL (+40% rispetto a ottobre), oltre a temperature superiori alla media stagionale e livelli delle scorte ancora in prossimità dei massimi.

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Nel corso di questo mese l’andamento del mercato elettrico è stato divergente rispetto a quello del gas, Sostenuto quest’ultimo da fattori rialzisti di breve termine. non ha impedito al prezzo elettrico di perdere terreno. Il mese di ottobre ha infatti visto proseguire il movimento ribassista dei prezzi forward BL, su cui pesa la forte incertezza circa la ripresa economica. Mentre sul mercato spot il PUN media di ottobre si sta consuntivando oltre il 10% al di sotto del prezzo medio di settembre, con l’abbassamento delle temperature che riduce la richiesta, le ultime quotazioni del Cal21 e il Cal22 sono circa il 6% al di sotto di quelle di fine settembre, non risentendo della componente stagionale, la migliore performance del mercato a breve del gas è riconducibile a alla riduzione dei flussi dalla Norvegia e al prolungarsi di manutenzioni sugli impianti nucleari francesi che hanno comportato un aumento della domanda. Il PSV DA ha quindi guadagnato in media oltre il 16% rispetto a settembre, sostenendo anche le quotazioni a termine che, nonostante il peggioramento delle prospettive per i prossimi mesi, sono rimaste sostanzialmente stabili.

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L’evoluzione del prezzo elettrico forward nel mese di settembre è stata significativamente influenzata dall’andamento del prezzo della CO2 che dopo un’iniziale flessione si è spinta fino al test dei massimi storici in prossimità di quota 31 €/ton.  

Spinta dal rinnovato ottimismo del mercato finanziario e dalle aspettative degli operatori sulla definizione del nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 della Commissione Europea (target che è stato effettivamente spostato a -55% dal precedente -40% rispetto ai livelli del 1990, con un ruolo chiave attribuito all’ETS). Le quotazioni del Cal21 BL si sono quindi stabilizzate attorno ad una media di 50 €/MWh, beneficiando anche di una parziale revisione in senso migliorativo del quadro macroeconomico, quindi delle prospettive di crescita e del contestuale recupero del prezzo gas. Il forward sul PSV ha trovato supporto nel recupero dei prezzi futuri al TTF, a loro volta spinti al rialzo dalle migliorate prospettive di crescita della domanda asiatica di GNL. Il Cal21 PSV si attesta quindi in media poco al di sotto di 15 €/MWh per il mese di settembre.

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I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno chiuso, come normalmente avviene nelle due settimane centrali del mese, per recuperare il precedente fermo della produzione e delle vendite dovuto alle misure di contenimento del Covid-19.

 Il PUN medio mensile si consuntiverà di poco al di sopra di 40 €/MWh, mettendo a segno un recupero prossimo al 15% rispetto a luglio. La quotazione del Cal21 BL a fine agosto è invece del 10% superiore a quella del 31 luglio, avendo assorbito il contestuale rialzo del prezzo del gas, ma scontando ancora l’incertezza della ripresa nei mesi autunnali e a inizio 2021. I prezzi spot al TTF hanno recuperato velocemente terreno trainando i forward. Il rialzo è legato a quello del GNL (temporanea chiusura dell’importante impianto di liquefazione di Gorgon in Australia e fermo della produzione nel Golfo del Mes

sico causata dall’uragano Laura), alla temporanea riduzione dei flussi di gas da Russia e Norvegia e al ridotto apporto di produzione elettrica del nucleare francese. Nonostante gli stoccaggi europei fossero prossimi al pieno riempimento già a fine luglio, la domanda da iniezione è inoltre stata sostenuta dall’Ucraina, dove i livelli delle scorte sono oltre il 40% superiori a quelli del 2019.

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I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva ripresa delle attività produttive, in linea con le nostre aspettative. La ripresa dei consumi ha sostenuto le quotazioni, portando il PUN a stabilizzarsi nell’intorno dei 35 €/MWh. I consumi da inizio anno sono comunque di circa il 7% inferiori alla media degli ultimi cinque anni e il PUN sta trattando ancora oltre 15 €/MWh al di sotto del prezzo medio stagionale. I prezzi forward scontano un ulteriore recupero. Il Cal21 BL medio a luglio si è attestato oltre 11.5 €/MWh al di sopra del PUN, mentre il time-spread medio Cal22-Cal21 a luglio è di poco superiore ai 2 €/MWh. In Italia, la domanda gas a luglio è stata superiore alla media degli ultimi cinque anni, con i bassi livelli di prezzo che mantengono i cicli combinati competitivi rispetto al carbone. Il mercato internazionale del gas resta sotto pressione. I prezzi spot NBP e TTF sono ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 89%. Il TTF a luglio sti sta infatti consuntivando poco al di sopra dei 5 €/MWh, mentre il prezzo medio al PSV non raggiunge i 6.5 €/MWh, entrambi circa il 70% al di sotto della media stagionale.

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La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20 €/MWh al di sotto dei prezzi dell’anno scorso. 

La domanda di gas ha a sua volta ripreso, con la forte competitività dei cicli combinati rispetto al carbone che ne hanno favorito il consumo, e nelle ultime settimane anche i prezzi spot al PSV hanno accennato a una timida ripresa. Il mercato del gas internazionale resta comunque sotto pressione con prezzi spot NBP e TTF ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 80%. I prezzi forward sul mercato elettrico hanno recuperato terreno seppur lentamente (il BL Italia Cal +1 ha registrato un guadagno di circa il 4%), scontando un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno, mentre il mercato forward gas è rimasto stabile, con i livelli elevati di stoccaggio e l’abbondante offerta di GNL a basso costo che ne hanno limitato le possibilità di recupero.

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Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine aprile a fine maggio ha perso più del 30% e il PSV d+1 circa il 25%. Il mercato del gas internazionale sta assistendo alla discesa dei prezzi spot al di sotto di livelli considerati fino a pochi mesi fa invalicabili, con quotazioni NBP e TTF per la prima volta inferiori all’Henry Hub. La disponibilità di GNL a basso costo e livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa in media superiori al 70% sono tra le cause principali della discesa dei prezzi gas e a cascata di quelli elettrici in un contesto di domanda ancora inferiore alle medie stagionali e di una primavera mite. In questo contesto, la tenuta dei prezzi forward (sia il BL Italia Cal +1 che il PSV Cal +1 registrano una variazione mensile positiva poco inferiore al 1%) è da ricondurre all’aspettativa di una ripresa della domanda e di un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno.

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La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile (consuntivo al 26) rispetto al 2019 del 10% per l’elettrico e del 9% per il gas.

Il forte shock sulla domanda ha aggravato un quadro già ribassista a inizio 2020, caratterizzato da scorte di gas superiori alla media stagionale, abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo.

Il mercato petrolifero è rimasto a sua volta debole, con la forte incertezza sulla possibilità di una ripresa consistente della domanda nel 2020, l’abbondanza dell’offerta e gli alti costi di stoccaggio che hanno pesato sulle quotazioni, nonostante la recente ricomposizione dell’OPEC Plus e la contestuale decisione di ridurre la produzione per maggio e giugno di 9.7 mln di barili al giorno.

Nel corso del mese di aprile il prezzo gas Cal21 al PSV ha toccato un minimo a 13.95 €/MWh, mentre sul mercato elettrico il minimo di aprile per il Cal21 BL è stato a 43.90 €/MWh.

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