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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.

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.

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.

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.

Clean dark spread e coal switch

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.

• CDS= power €/MWh – (costo carbone €/MWh + 0,973 tCO2/MWh)

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.

Carbone e decarbonizzazione: qual è il futuro?

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.

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.

Come le temperature 2020 e 2021 hanno influito sui prezzi del gas? 

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.

Come la domanda Asiatica ha influito sui prezzi del gas? 

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.

Come gli stoccaggi hanno influito sui prezzi del gas? 

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.

Come l'import via pipeline e la questione Russia hanno influito sui prezzi del gas? 

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.

Rinnovabili, carbone e CO2: il nuovo mix energetico Europeo e l'impatto sui prezzi del gas

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 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?

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.

Protocollo di Kyoto