📈 Market News (3)

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).

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.

Che cos'è l'ETS?

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.

Il meccanismo cap & trade

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.

 

Cosa si intende quando si parla di compliance?

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.

 

Cosa sono le allocazioni gratuite?

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”.

Quali sono state le fasi dell’implementazione dell’ETS?

Fase 1 2005-2007

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.

Fase 2 2008-2012

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.

Fase 3 2013-2020

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 2021 è stato fino ad ora l’anno dei record nei prezzi delle commodities energetiche europee. La CO2 ha superato prima i 40, poi i 50 e infine i 60 €/tonnellata (a fine agosto) e il gas naturale non è stato da meno.

Il TTF, il gas olandese, benchmark di prezzo per tutta l’Europa, sul mercato spot esattamente un anno fa era quotato fra i 10 e i 12 €/MWh, contro gli oltre 70 €/MWh a cui viene scambiato in questi giorni.

Anche il mercato future ha subito rialzi incredibili, arrivando, per i mesi invernali, a superare i 75 €/MWh.

In questa situazione l’energia elettrica non ha potuto che seguire pedissequamente l’andamento di forte rialzo di gas e CO2: nei giorni scorsi si è dunque visto il PUN superare i 175 €/MWh e il mercato future oltrepassare i 177 €/MWh sul prodotto Q4 e i 117 €/MWh sul Calendar 2022.

Si preannuncia dunque un inverno bollente, quanto meno per la situazione dei prezzi. Ma quali sono le condizioni che hanno determinato un simile stravolgimento?

Come gli stoccaggi in ritardo causano un aumento del prezzo gas

Innanzi tutto è da considerare che a causa di un inverno che dal punto di vista delle temperature medie si è protratto anche oltre marzo, si è verificato un ritardo di più di 5 settimane nell’attività di riempimento degli stoccaggi (che tipicamente avviene nella stagione estiva da aprile a settembre…).

Nel corso dell’estate non si è riusciti a recuperare il gap di giacenza con cui si è entrati nella stagione primaverile, si è infatti effettivamente iniziato a riempire gli stoccaggi solo nel corso di maggio quando normalmente si inizia i primi di aprile di ogni anno, grazie anche alla backwardation della curva (prezzi estivi allo stesso livello dei prezzi invernali) che non ha incentivato gli operatori a iniettare gas in stoccaggio. Il risultato è che l’inizio della stagione invernale si avvicina e gli stoccaggi europei sono di poco al di sopra del 70%, mai così bassi a inizio inverno negli ultimi anni.

 

Perché la domanda asiatica ha un impatto sui prezzi del gas 

Inoltre, ad aggravare il quadro si è aggiunta anche una sostanziosa impennata nell’appetito di LNG (liquefied natural gas) da parte del mercato asiatico che, molto più dell’Europa, fa affidamento sugli approvvigionamenti via nave e che ha “dirottato” le navi di LNG dal mercato europeo a quello asiatico. L’incremento di domanda di LNG che ha caratterizzato lo scorso inverno e l’estate corrente sembra essere principalmente dovuto ad una crescita quasi esponenziale della domanda cinese, è aumentata di uno straordinario 32% rispetto al 2019 e del 22% rispetto al 2020 (misurata sul periodo gennaio-agosto).

Il peso della Cina nel mercato delle materie prime inizia dunque a interessare fortemente anche il mercato energetico globale e i prezzi del gas naturale, a livello globale, ne hanno risentito. L’import europeo di LNG, nel corso del 2021, di fatto è rimasto abbondantemente al di sotto dei livelli degli ultimi due anni e la stagione invernale potrebbe essere caratterizzata da una elevata concorrenza fra Asia ed Europa per accaparrarsi i carichi spot.

 

Qual'è il legame tra Nord Stream II e rialzo dei prezzi del gas? 

In ultimo, ma non in ordine di importanza, l’annosa querelle intorno all’avvio del tanto discusso progetto Nord Stream II, ha suscitato un’aspra contrapposizione politico-commerciale tra Russia da un lato e blocco Europa-USA dall’altro, ove quest’ultimo ritiene che l’avvio di una simile infrastruttura di trasporto possa essere “pericolosa” e mettere a rischio l’indipendenza e la stabilità politica ed economica europea.

Già a luglio le pesanti sanzioni minacciate dagli USA verso tutte le aziende che avessero avuto parte nel completamento tecnico del progetto non sono riuscite a fermarne il completamento effettivo e ora si discute di aspetti regolatori e autorizzativi su cui la giurisdizione “passa” ai tribunali europei. L’approvazione con tutti i crismi della normativa della tratta in questione (che potrà potenzialmente soddisfare da sola più del 10% del fabbisogno europeo) è ora rimandata di qualche mese, finché il percorso autorizzativo non venga finalizzato.

La Russia (Gazprom, in particolare) nel frattempo ha adottato una strategia piuttosto aggressiva, riducendo al minimo indispensabile i flussi di gas venduti in Europa (per soddisfare solo i contratti long term) in attesa che la ormai insostenibile pressione sui prezzi del gas spinga l’Europa ad una autorizzazione immediata dell’avvio del Nord Stream II. Ultimo colpo di questa strategia di Gazprom è stata la decisione (lunedì 20/9) di Gazprom di non utilizzare capacità aggiuntiva dall’Ucraina per il mese di ottobre, primo mese dell’inverno, e che ha portato il livello di tensione sul mercato gas ai massimi storici.

Sta di fatto che l’Europa si appresta ad affrontare l’inverno con una flessibilità piuttosto bassa e, di conseguenza, la capacità di fronteggiare agevolmente un inverno rigido risulta ridotta, soprattutto nell’ipotesi che vede una domanda asiatica di LNG dello stesso tenore dell’inverno scorso. I prezzi alti di fatto riflettono senza alcun pudore la generale preoccupazione del mercato.

 

Una delle decisioni più spinose quando si deve gestire un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing riguarda l’opportunità di non fissare il prezzo di una parte dei volumi contrattuali, entrando nel periodo di consumo (detto periodo di delivery) parzialmente esposti al prezzo del mercato spot.

Per compiere questa scelta è necessario dotarsi degli strumenti giusti e comprendere e valutare attentamente i pro e i contro, oltre che le tempistiche.

Pro e contro del prezzo variabile in delivery

Il vantaggio innegabile del prezzo indicizzato in delivery è l’opportunità di ottenere un risparmio, anche importante, nel caso in cui i prezzi spot siano più bassi rispetto alle quotazioni forward precedenti il periodo di consumo. Se i prezzi in delivery sono effettivamente minori rispetto al prezzo del “potenziale fixing” allora il delta prezzo costituisce una ottimizzazione interessante.

Come valutare dunque il costo/opportunità del rimanere esposti ai prezzi spot (ovvero non rischiedere gli ultimi fixing) e quando compiere questa scelta?

> View di mercato: Innanzitutto è importante la view di mercato. Se il mercato è ribassista e avvicinandosi al periodo della delivery le condizioni dei fondamentali indicano che la discesa dei prezzi dovrebbe continuare indisturbata, allora ha senso valutare se richiedere gli ultimi fixing (comunque a prezzi migliori rispetto ai mesi precedenti) o se mantenere una parte di volume indicizzato in delivery e provare a cogliere l’opportunità di un ribasso ulteriore.

In una situazione di mercato teso al rialzo, invece, prima ancora di valutare se rimanere a prezzo variabile in delivery è necessario valutare quanto si è disposti a sopportare come costo aggiuntivo se il mercato rialzista effettivamente permane a lungo. Non è prudente non richiedere un fixing (perché oggi il prezzo è troppo alto) sperando in un cambio di direzione dei prezzi non supportato dalla view di mercato, è un po' come non fermarsi all’ultimo benzinaio quando si è in riserva sperando di arrivare al successivo con l’automobile ancora in moto.

> Quantificare il risparmio atteso: Oltre alla view di mercato, imprescindibile per poter compiere la giusta scelta, è utile avere in mente quale porzione di volume eventualmente lasciare a prezzo variabile e fare due conti (una sorta di sensitivity analysis) per quantificare il potenziale guadagno o perdita a cui si può andare incontro.

Facendo un semplice esempio, un cliente vuole valutare se lasciare a prezzo variabile una porzione di volume pari a 1 MW baseload (cifra tonda per semplicità) sul Q4-2021. Il volume complessivo in MWh si calcola moltiplicando 1 MW per le ore del Q4-2021, ovvero 2.209 e sarà dunque pari a 2.209 MWh. Per ogni €/MWh in più o in meno dei prezzi, il delta in € per il cliente è 2.209 €.

Questo serve per avere un ordine di grandezza delle conseguenze, positive o negative, di un movimento dei prezzi unitario rispetto al costo della propria fornitura. A questo punto si può valutare il potenziale di risparmio o perdita suggerito dalla view di mercato e capire se vale la pena o meno rimanere esposti al prezzo variabile.

Nel caso in cui manchino diversi mesi prima dell’inizio della delivery e la view di mercato sia fortemente ribassista può valer la pena di non richiedere l’ultimo fixing per concedere il tempo ai prezzi di fare la loro discesa, approfittando del ribasso atteso la cui ampiezza sarà poi il driver della scelta, insieme a una view bearish aggiornata/riconfermata. 

Aver conseguito un risparmio rispetto a mesi prima consente al cliente di scegliere se “accontentarsi” di un fixing a prezzo più vantaggioso o rischiare la volatilità dei prezzi spot con la speranza di migliorare ulteriormente il prezzo di acquisto della fornitura. In questo caso quantificare il risparmio già conseguito in euro consente anche di valutare con maggior lucidità la decisione di entrare in delivery esposti al prezzo di mercato o meno.

Nel caso in cui il mercato sia impostato al rialzo, invece, la scelta dovrà necessariamente essere anticipata. Fare l’ultimo fixing prima che i prezzi possano salire ulteriormente di fatto è l’implicita scelta di non rimanere esposti ai prezzi in delivery.

In generale, dunque, quando i prezzi salgono la scelta deve essere anticipata, quando i prezzi scendono ci si può permettere di arrivare a pochi giorni prima del periodo di consumo per decidere se entrare in delivery con una porzione di volume a prezzo variabile o meno. Attenzione però a una piccola accortezza.

Al di là della maggior volatilità che si riscontra nei prezzi poco prima della delivery, è bene verificare non solo la disponibilità del fornitore per un fixing dell’ultimo minuto (l’alternativa alla scelta di non fare l’ultimo fixing, non si sa mai!) ma anche la liquidità del mercato. Periodi festivi come la fine di dicembre spesso inibiscono la possibilità del fornitore di offrire un prezzo conveniente per un fixing a causa della bassissima liquidità del mercato che comporta costi maggiori di operatività e quindi può venir meno la serenità con la quale sarebbe bene compiere questa scelta.

Per concludere

Per quanto la possibilità di risparmio possa essere estremamente interessante, dobbiamo ricordarci che le dinamiche dei prezzi spot possono essere difficili da prevedere con molto anticipo e un caldo improvviso, un freddo particolarmente pungente, scarsa produzione rinnovabile e altri fattori possono mordere i prezzi spot provocando swing di prezzo anche piuttosto importanti.

Questo è un rischio maggiore quando contrattualmente un fixing può esser richiesto solo su un periodo di tre mesi (quarters). Decidere se rimanere esposti ai prezzi del mercato spot per tre mesi consecutivi (nei quali può potenzialmente succedere qualunque cosa, da un lockdown che fa crollare i prezzi a un problema ad un tubo di gas che li fa impennare) è decisamente diverso dal compiere la stessa scelta per un unico mese alla volta.

In ogni caso, una buona view del mercato, unita alla capacità di valutare il potenziale impatto economico della scelta, sono il mix perfetto per compiere le scelte di ottimizzazione. Tutto sta alla propensione al rischio e agli obiettivi dell’ottimizzazione del singolo cliente e non esiste un metodo valido universalmente per compiere questo tipo di scelte. Anche perché se è vero che chi non risica non rosica, è anche vero che a volte è preferibile perdere una opportunità di risparmio piuttosto che esporsi a rischi che non si è certi di poter o voler sopportare.

Che cos’è la stagionalità?

La stagionalità è un fenomeno, spesso di origine climatica o metereologica, che causa delle dinamiche ricorrenti e riconoscibili di alterazione della domanda o dell’offerta di un bene, con conseguente aumento o diminuzione dei prezzi.

Il fattore più importante della stagionalità è la ciclicità con la quale si ripete un determinato disequilibrio fra domanda e offerta, che si traduce in variazioni di prezzo tendenzialmente prevedibili.

Facendo un esempio tipico della nostra vita quotidiana, sappiamo che acquistare della frutta estiva fuori stagione solitamente ha un prezzo maggiore perché la disponibilità è minore, mentre acquistarla in estate costa meno perché vi è abbondanza di offerta.

Se ciò che è prevedibile è (solitamente) l’andamento dei prezzi dovuto alla stagionalità, ciò che non è prevedibile è l’ampiezza di questo movimento o se la stagionalità avrà un effetto più marcato o più contenuto. In anni in cui c’è poco sole/troppa pioggia o altri elementi che si discostano dalla normalità, l’offerta di frutta estiva può essere inferiore ed i prezzi più alti del solito o viceversa, annate particolarmente abbondanti tendono a far scendere maggiormente i prezzi.

La ciclicità e prevedibilità di un evento stagionale, dunque, può soffrire di alterazioni dovute a elementi anomali che compromettono la possibilità di prevedere l’effettivo andamento dei prezzi.

La stagionalità nel gas naturale

Intuitivamente, è chiaro come la stagionalità sia un elemento piuttosto comune nella vita di tutti i giorni, ma quando si tratta di gas naturale ed energia elettrica le dinamiche stagionali possono essere meno immediate e soffrire di elementi alteranti che ne compromettono la tipicità.

Il gas naturale, in particolar modo in Italia e in Europa, ma più in generale nel mondo, è soggetto a dinamiche di stagionalità tipiche dell’utilizzo che se ne fa per il riscaldamento. In inverno, quando fa freddo, la domanda di gas normalmente aumenta per consentire di mantenere caldi gli ambienti in cui viviamo, lavoriamo, mangiamo ecc.

Il gas viene dunque maggiormente richiesto, si preleva il gas immagazzinato negli stoccaggi e prezzi sono tendenzialmente più alti rispetto all’estate.

Durante l’estate infatti, quando il riscaldamento non è necessario e la domanda è sensibilmente minore, i prezzi sono normalmente più bassi e il gas viene acquistato per riempire gli stoccaggi e ricostituire le scorte da utilizzare nel periodo freddo.

La curva dei prezzi forward, normalmente, riflette queste dinamiche stagionali ed è possibile descrivere una “stagionalità teorica” che indica i rapporti di prezzo che dovrebbero esserci fra i diversi trimestri dell’anno in assenza di altri eventi fondamentali che alterarino gli equilibri fra domanda e offerta.

Il Q1 è tendenzialmente il trimestre più caro, proprio a causa del picco termico che aumenta la domanda di gas per riscaldamento civile. Nei trimestri estivi normalmente i prezzi sono più bassi rispetto all’inverno e piuttosto simili fra loro: nel Q2 le temperature primaverili provocano una diminuzione importante della domanda di gas per uso civile non compensata dalla domanda per iniezione in stoccaggio, che raggiunge il suo picco proprio nel Q2.

Nel Q3 la flessione nella domanda per iniezione in stoccaggio viene bilanciata dalla maggiore domanda di gas per uso termoelettrico a causa della necessità di raffrescamento causata dalle temperature estive. Infine, nel Q4, quando inizia l’inverno, la domanda di gas per riscaldamento provoca l’aumento dei prezzi che vede poi il suo picco, come appena detto, nel Q1.

L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il  gas

Questa “stagionalità teorica” dei prezzi del gas può però esser amplificata o, viceversa, totalmente sfalsata, da fattori terzi che intervengono in maniera anomala a modificare l’assetto della domanda o dell’offerta. Ad esempio un inverno estremamente mite, in cui la domanda di gas è inferiore rispetto al solito, può terminare con dei livelli di gas in stoccaggio ampiamente maggiori del previsto (è successo nel 2019), provocando così una diminuzione molto marcata dei prezzi nel periodo estivo dovuta alla domanda per iniezione in stoccaggio inferiore rispetto al normale.

Viceversa, in questo turbolento 2021, la stagionalità tipica dei prezzi del gas è stata completamente stravolta e annullata da fattori contingenti. Stoccaggi molto bassi al termine dell’inverno, freddo persistente in primavera e domanda asiatica estremamente alta sono solo alcuni degli elementi che hanno supportato i prezzi, che sono costantemente saliti nel corso di tutto l’anno raggiungendo livelli di prezzo mai visti in precedenza.

La stagionalità nell’energia elettrica

L’energia elettrica, diversamente dal gas naturale, ha una stagionalità che dipende strettamente dal Paese considerato e dal mix energetico che lo caratterizza.

In Italia, dove il gas naturale copre più del 40% del mix energetico, i prezzi dell’energia elettrica tendono a seguire la stagionalità tipica del gas, ma con l’aumentare della produzione elettrica da fonti rinnovabili, una quota sempre maggiore di fattori metereologici entra in gioco nella stagionalità elettrica, contribuendo a modificare nel tempo i pattern ricorrenti dei prezzi dovuti al solo legame con il gas naturale.

Inoltre, anche la prossimità con Paesi con dinamiche di prezzo differenti contribuisce a impattare sui prezzi locali, rendendo l’identificazione di una stagionalità piuttosto complicato.

Volendo parlare della “stagionalità teorica”, come abbiamo appena fatto per il gas naturale, si può dire che il prezzo power in Italia replichi piuttosto fedelmente la stagionalità del gas naturale, con qualche differenza.

Nel Q1, periodo più freddo dell’anno, a causa dei prezzi del gas ai “massimi stagionali”, produrre energia elettrica con termoelettrico costa di più. Per questo motivo anche per il power il Q1 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi sono più alti all’interno dell’anno. Nel Q2, al minor costo del gas va ad aggiungersi la produzione idroelettrica dovuta allo scioglimento delle nevi, il cosiddetto Run Of River, che a dipendenza dell’abbondanza o meno, può prolungarsi da aprile fino a inizio/metà di luglio. Per questo motivo il Q2 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi elettrici sono i più bassi nell’anno, seguito poi dal Q3. Nei mesi estivi, però, le alte temperature provocano una domanda aggiuntiva di energia elettrica per raffrescamento e per questo motivo i prezzi sono un po' più alti rispetto al Q2.

Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.

Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.

L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il  power

In generale, è necessario comprendere la stagionalità dei mercati per poterne prevedere l’andamento anche se sempre più spesso situazioni contingenti stravolgono l’equilibrio e dunque le proporzioni di prezzo “teoriche” di cui abbiamo parlato. Per questo motivo seguire attentamente il mercato e monitorarne i fondamentali è imprescindibile se si vuole ottimizzare la propria fornitura di gas o energia elettrica.

Una volta che sappiamo cos'è il mercato della CO2 in Europa, per capire l'alto prezzo dell'elettricità in Italia bisogna capire da dove vengono gli importi corrispondenti ai diritti di emissione di CO2 che, insieme al prezzo del gas naturale, sono i principali responsabili dei prezzi alle stelle.

Quote di emissione di CO2

Prima di tutto, non tutte le aziende possono "inquinare". Per poterlo fare, bisogna infatti pagare delle quote di emissione di CO2. In Italia, le aziende interessate dal sistema di scambio di quote sono elencate nella lista degli impianti soggetti al D. Lgs 4 aprile 2006, n. 216.

Qualsiasi società registrata nel precedente registro è quindi interessata dal decreto legislativo 216/2006. Questo significa che, finché è in funzione, l'azienda deve richiedere l'assegnazione di quote di emissione, iniziando il suo funzionamento nei Registri delle Emissioni, il cui scopo è la contabilità accurata dell'emissione, proprietà, trasferimento e cancellazione delle quote di emissione stabilite dagli obblighi della Convenzione, del Protocollo di Kyoto e degli accordi di Parigi.

Una volta che le tue quote sono state assegnate, vengono tracciate e riportate per scopi di monitoraggio. Dal momento che le loro emissioni sono state verificate, le loro quote vengono restituite; se un'impresa iscritta nel registro non ottiene le sue quote, ciò è considerato un'infrazione amministrativa molto grave.

Queste aziende con limitate quote di emissione di CO2, alcune delle quali hanno avuto quote gratuite per anni, devono andare sul mercato se hanno bisogno di emettere più CO2 e comprare quote attraverso processi di aste. La difficoltà di trovare offerte disponibili e la quantità di domanda fanno salire il costo delle quote, indicando che le aziende sono disposte a pagare molto per continuare a inquinare.

Questo ha portato a un dibattito sull'opportunità di fissare dei massimali di prezzo o dei prezzi minimi o, al contrario, di limitare il funzionamento del mercato. Anche se la natura del mercato è stata quella di incoraggiare le aziende a investire in meccanismi per migliorare l'efficienza energetica dei loro processi, come la cattura del carbonio, attualmente non ci sono abbastanza strumenti per prevenire l'inquinamento di molte aziende e/o industrie il più possibile. Di conseguenza, molti hanno preso l'abitudine di accedere al mercato del CO2 per ottenere i diritti che permettono loro di continuare la loro attività.

Fig. 1: Sviluppo del prezzo del C02 in Europa nel 2021. Fonte: SENECO

Ma perché il prezzo dell'elettricità sta aumentando?

Dall'origine del mercato, la Commissione europea ha stabilito misure per rendere il prezzo delle quote sempre più alto per incentivare l'efficienza energetica e le aziende a ridurre le loro emissioni. Se il prezzo è sempre più alto, le aziende dovrebbero vedere una maggiore redditività nell'investire in meccanismi di efficienza energetica. Ma non è stato così, o almeno questo è ciò che si riflette nell'evoluzione del mercato, che ha subito un'impennata negli ultimi due anni, con le quote di emissione di CO2 che sono passate da 4 euro/t all'inizio del 2018 ai valori attuali di oltre 50 euro/t.

Quando, nel mercato dell'elettricità, il produttore di elettricità offre la sua produzione, si aspetta di coprire tutti i suoi costi e ottenere un margine di profitto economico. Quindi, quando le sue quote di emissione sono più costose, il produttore deve coprire più costi e quindi aumentare il prezzo di vendita dell'energia elettrica prodotta.

Prendiamo come esempio una centrale elettrica a carbone. Ai costi fissi di funzionamento e manutenzione si devono aggiungere i costi variabili che, tra gli altri, comprendono il costo della materia prima (carbone) e il costo di produrre inquinando. Logicamente, per mantenere positivo il suo margine, l'unità di generazione offrirà la sua produzione a un prezzo rispetto ad altri momenti in cui i suoi costi variabili sono più alti.

Tuttavia, l'azienda può fare qualcos'altro con le sue quote, non solo rifletterle nella sua offerta di produzione. Può anche venderle sul mercato. Nella prima opzione, se li usa per produrre elettricità, perderà l'opportunità di venderli sul mercato per guadagnare un reddito, che attualmente è alto a causa della forte domanda di queste quote. Nella seconda opzione, si perderà l'opportunità di produrre elettricità e guadagnarci sopra. Quindi, cosa è nell'interesse dell'azienda? Dipenderà sempre da quanto è il costo opportunità, cioè quanto si rinuncia scegliendo l'una o l'altra opzione.

Nuova normativa

I limiti del funzionamento di questo mercato sembrano essere sempre più vicini. Per questo il Consiglio dei Ministri spagnolo ha approvato il progetto di legge per agire sulla remunerazione del CO2 non emesso nel mercato dell'elettricità, che secondo loro abbasserà le bollette elettriche dei consumatori coprendo i costi del sistema con il reddito straordinario ottenuto dagli impianti di generazione che non emettono CO2 e che sono precedenti alla nascita del mercato europeo del carbonio.

Il futuro regolamento, che viene elaborato con urgenza per ridurre al più presto le bollette dei consumatori, si aggiunge alle misure già adottate dal governo per affrontare gli alti prezzi dell'elettricità, come la riduzione dell'IVA dal 22% al 10% e la sospensione della tassa del 7% sulla generazione, che ha portato a un taglio della bolletta finale per le famiglie di oltre il 12%. Il Ministero si aspetta che questa misura freni l'escalation dei prezzi dell'elettricità per ottenere i seguenti risparmi:

Fig 2. Evolución prevista del importe de la factura eléctrica. Fuente: MITECO
 

Un mercato senza regole sufficienti invita alla speculazione. Siamo sicuri che le imprese, con grandi perdite dopo un anno atipico di bassa domanda di elettricità, non stiano speculando con questi diritti per massimizzare i loro profitti e recuperare economicamente? C'è urgente bisogno di un organismo che riveda il funzionamento del mercato delle quote di CO2 e che si renda conto che, a parte il grave problema che pone all'economia dei consumatori, emettere CO2 non può continuare ad essere un diritto facilmente ottenibile. Se non agiamo con urgenza per limitare l'aumento della temperatura globale di 1,5ºC dell'accordo di Parigi, il prezzo dell'elettricità sarà un problema secondario.

Il meteo è un driver di grande impatto sui prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale.

Le temperature, il vento, le piogge, il sole o gli uragani sono condizioni meteo che modificano le condizioni del sistema energetico europeo, aumentando o diminuendo la domanda di energia e/o gas naturale ed è quindi importante comprendere come e perché i prezzi reagiscano ai diversi driver di natura metereologica.

Temperatura: come le variazioni influiscono sui prezzi

La temperatura è un driver estremamente importante e generalmente agisce direttamente sulla domanda di gas naturale o di energia elettrica per uso domestico (riscaldamento/raffrescamento).

Quando in inverno le temperature sono inferiori alle medie stagionali, ad esempio, la domanda di gas per riscaldamento aumenta e di conseguenza i prezzi del mercato spot/short term tendono ad essere più elevati; se la condizione di freddo rigido è persistente, l’impatto delle temperature si ripercuote anche sul mercato forward (month ahead/quarter ahead e sul resto della curva, anche se in maniera meno pronunciata a mano a mano che ci si allontana nel tempo).

Un inverno particolarmente rigido o un inizio primavera più freddo del dovuto, come ad esempio si è verificato quest’anno, provocano infatti una maggiore domanda di gas per uso civile, il gas in stoccaggio viene consumato ad un ritmo più sostenuto del solito e, di conseguenza, si crea maggiore necessità di gas per l’iniezione estiva. Viceversa, temperature invernali molto miti (come è successo nell’inverno 2018/2019) provocano una minore domanda di gas per riscaldamento, diminuendo l’utilizzo di gas in stoccaggio e lasciando dunque gli stoccaggi “più pieni” del solito all’inizio della stagione di iniezione. Questo a sua volta comporta una minor domanda e quindi prezzi tendenzialmente più bassi.

Pensando all’estate, invece, temperature molto al di sopra della norma aumentano la domanda di energia elettrica per raffrescare gli edifici, provocando un rialzo nei prezzi spot e short term dell’energia elettrica e, spesso, anche una maggiore domanda di gas per uso termoelettrico, comportando dei rialzi più o meno duraturi dei prezzi anche sul mercato gas. Al contrario, un’estate fresca e con temperature sotto alla media stagionale tendenzialmente comporta una diminuzione di domanda elettrica per uso civile e un ribasso dei prezzi spot.  

Perché il vento e il sole sono fattori importanti per l'andamento dei prezzi dell'energia?

Grazie alla notevole crescita della quota di rinnovabili installate sia in Italia che in Europa, l’impatto della presenza o meno di vento e sole è diventato piuttosto importante, soprattutto per quanto riguarda i prezzi spot/short term di energia elettrica e gas.

Se è semplice capire come la poca produzione eolica causata dalla mancanza di vento possa provocare l’aumento dei prezzi spot dell’energia elettrica, forse non è immediato comprendere come questo fattore abbia spesso un impatto anche sui prezzi del gas. Infatti, quando è necessario sopperire alla mancanza della produzione elettrica delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), soprattutto in Italia, sono solitamente le centrali a gas che vengono chiamate a produrre energia, proprio grazie alla modulabilità e flessibilità di queste ultime. Poiché però il costo marginale della produzione termoelettrica è maggiore di quella rinnovabile, se manca la produzione rinnovabile i prezzi spot dell’energia elettrica tendono ad essere maggiori e anche i prezzi spot del gas naturale possono risentirne al rialzo.

Viceversa, quando il vento e il sole sono abbondanti, la domanda di produzione termoelettrica è generalmente inferiore e dunque non solo i prezzi spot dell’energia elettrica sono più bassi, ma anche il gas naturale non risente di una maggiore domanda spot.

Precipitazioni: influiscono sulla produzione idroelettrica?

In molti paesi europei, inclusa l’Italia, è presente un numero elevato di centrali idroelettriche che sfruttano fiumi o bacini per produrre energia elettrica. Quando le precipitazioni e le nevi sono scarse e gli invasi non si riempiono adeguatamente, nella stagione successiva, segnatamente la primavera/estate, la produzione idroelettrica avrà o una durata o un’intensità più limitata. La bassa idraulicità del sistema, dunque, ha un impatto non solo nel momento in cui la produzione idroelettrica è scarsa o abbondante (con evidente effetto sui prezzi spot), ma anche sulla parte di curva forward primaverile (Q2) quando, nei primi mesi dell’anno, si verificano abbondanti o scarse precipitazioni ed il mercato “anticipa” l’effetto sui prezzi della maggiore o minore produzione idroelettrica attesa.

Inoltre, una produzione idroelettrica più scarsa ha un impatto anche sul gas naturale. La produzione di energia elettrica da gas naturale, risorsa flessibile per eccellenza, entra in gioco per fare makeup del profilo di consumo scoperto dall’idroelettrico; di conseguenza la domanda di gas naturale incrementale si scarica sul mercato causando una spinta rialzista aggiuntiva.

Anche il meteo “estero” condiziona il mercato dell'energia

Va ricordato infine che la crescente importanza dei flussi di LNG (gas naturale liquefatto) in arrivo in Europa ha “ampliato” il perimetro di influenza di alcuni fattori (anche meteo!) che fino a pochi anni fa non avevano alcun impatto sui mercati europei. Ad esempio, un uragano che blocca le esportazioni americane di gas dal Golfo del Messico o un caldo torrido (o freddo polare) nell’area Giappone/Corea del Sud che aumenta vertiginosamente la domanda di gas sono elementi di notevole rilevanza anche per il mercato europeo.

Dal Green Deal europeo al Recovery fund, la sostenibilità è al centro del dibattito pubblico. E chiama in causa non tanto le scelte di consumo individuali, ma i progetti di investimento a lungo termine delle aziende, ora in prima linea, oltre che sotto i riflettori nella lotta ai cambiamenti climatici. In questo scenario, la scelta di un fornitore gas&power davvero green diventa cruciale e strategica da un punto di vista sia di business che di marketing. Ma anche complessa.

Valutare l’impatto ambientale ed energetico della fornitura, infatti, richiede un coinvolgimento diretto del fornitore stesso, che diventa oggi un interlocutore privilegiato per le aziende in cerca di una svolta reale in termini di sostenibilità. Ne parliamo con Markus Federspieler, Head of Corporate Sales di Alperia Energy, società italiana che produce energia elettrica da fonti rinnovabili.

Come sta cambiando l’interesse alla sostenibilità energetica delle aziende?

All’inizio di quest’anno si è registrato un interesse maggiore in settori diversi da quelli tradizionalmente attenti all’energia green. Anche se la crisi ha frenato questi nuovi entusiasmi, si tratta di un segnale importante, soprattutto perché riguarda industrie come l’acciaio, che non rientra tra i classici settori che guardano al tema della sostenibilità.

In Italia, in particolare, l’energia green era fino a qualche tempo fa appannaggio del food e del tessile di alta gamma. Due mondi in cui c’è una grande attenzione alla materia prima, anche in termini di comunicazione, per la vicinanza al consumatore e in cui le richieste ai fornitori vanno in direzione di un minore impatto ambientale causato dalle emissioni di Co2. La novità degli ultimi tempi però consiste nel fatto che anche i settori dell’automotive e della plastica cominciano a parlare di sostenibilità: è una questione di sensibilità, e una necessità di marketing in alcuni casi, ma anche una risposta a esigenze concrete legate alla supply chain.

Anche i fornitori di gas&power o i subappaltatori infatti devo essere compliance.

Quali consigli darebbe a un’azienda che vuole scegliere un fornitore di gas&power davvero green?

In generale, bisogna assicurarsi che il fornitore di gas&power abbia certi asset. E la prima cosa da fare è informarsi sull’origine dell’energia, sulle tecnologie utilizzate e chiedere garanzie e certificazioni. L’ideale è scegliere un’azienda che produce e distribuisce energia, perché ha un controllo diretto sulla produzione.

Questo diventa ancora più importante oggi perché le richieste dei clienti sono sempre più dettagliate: ad esempio noi gestiamo l’idroelettrico e veniamo scelti non solo da chi vuole energia verde, ma anche da chi cerca energia prodotta in Italia, anzi in Alto Adige.

Bisogna stare attenti, inoltre, ai luoghi comuni. È vero ad esempio che l’eolico, il fotovoltaico, e l’idroelettrico sono più green di altre fonti. Bisogna anche sapere, però, che alcune aziende in passato hanno investito nel fotovoltaico perché le tariffe incentivanti erano interessanti. Mentre, oggi, chi punta sul fotovoltaico lo fa per un’ottimizzazione in loco, non per cedere la rete. In questo caso, quindi, non si tratta di fornitori di energia. 

Come orientarsi nel mondo delle certificazioni di gas&power?

L’energia verde a livello normativo è una certificazione ex post, viene quindi assegnata dopo che è fornita. Ci sono portali dei gestori di servizi energetici che chiariscono come avviene la certificazione della fornitura e ci si può rivolgere al proprio fornitore per richiedere la garanzia di origine (GO). L’azienda può decidere così cosa vuole realmente supportare.

Che tipo di richieste “green” ricevete dai vostri clienti?

Le richieste sono le più disparate e sono sempre più specifiche soprattutto in relazione all’impatto ambientale delle rinnovabili. Alcune aziende, ad esempio, si assicurano che i nostri impianti abbiano le rampe dei pesci. Altre preferiscono gli impianti di taglia piccola, non grandi derivazioni. Oppure impianti recenti, realizzati non più di 10 anni fa. Altri clienti ci hanno chiesto che tutta l’energia provenisse solo da un impianto. Con richieste molto specifiche l’azienda può scegliere di incentivare diversi aspetti della sostenibilità. Il nostro compito come fornitori è anche di natura consulenziale: spieghiamo al cliente le diverse tipologie a disposizione in relazione ai diversi costi e alle esigenze. 

Perché è importante informarsi sull’origine dell’energia?

Tutta l’Europa, tranne la Polonia, fa parte di un hub europeo quindi le garanzie di origine vengono scambiate in modo libero. C’è tantissima certificazione verde a basso costo che arriva dall’estero: come l’idroelettrico della Norvegia e dell’Islanda.

La GO è trattata come una commodity a livello di mercato. I prezzi sono veramente alla portata di tutti. Ci sono alcune scelte che i soggetti che vendono energia possono fare per investire in energia verde e l’azienda cliente deve esserne al corrente.

Oltre a orientarsi nelle certificazioni, bisogna anche informarsi e non cadere nelle trappole: un classico esempio è il tema del bio gas, che in Italia ancora non viene prodotto. Questa è una tipica informazione di base che un’azienda dovrebbe avere prima di scegliere un fornitore di gas&power davvero green.

Expertise, strategia ad hoc e trasparenza, con la semplicità di un click!

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 perseguire il beneficio ambientale della transizione energetica. 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

Gli analisti o i trader, quando studiano il mercato, si concentrano sui diversi prodotti future a disposizione, sui diversi driver che possono impattare sull’andamento dei prezzi, e prendono delle posizioni sui diversi punti della curva forward, sui mesi, i quarters o i calendar.

Invece, quando si leggono le analisi di consulenti o esperti che spiegano cosa è successo o cosa succederà, sembra che ci si concentri quasi esclusivamente sul mercato spot o sul cal+1. Eppure la gamma di prodotti della curva forward comprende diversi mesi, diversi quarter e più di un calendar avanti. Come mai?

E’ vero, non esiste solamente il prodotto cal + 1 (il prodotto, cioè, che inizia il 1 gennaio e termina il 31 dicembre del primo anno dopo quello in corso), ma quando si vuole esprimere una view di mercato di medio termine (e cioè che interessi l’andamento dei prezzi per qualche settimana o mese) è più pratico prendere a riferimento alcuni prodotti che possono essere considerati di interesse piuttosto che esprimere una view di mercato su tutti i punti della curva forward.

Come mai dunque spesso si sceglie il cal+1?

Prima di tutto è un prodotto molto liquido, viene cioè scambiato molte volte dagli operatori nel corso della giornata, e dunque i movimenti del suo prezzo esprimono piuttosto fedelmente le aspettative degli operatori. Scegliendo un prodotto meno liquido, invece, si rischia che il prezzo non sia altrettanto attendibile come riferimento.

Inoltre, coprendo con la sua durata un intero anno solare, nel suo prezzo sono mitigati gli effetti della stagionalità tipica del gas e dell’energia elettrica e dunque risente meno violentemente dell’impatto di quei driver tipicamente legati al meteo che causano reazioni importanti sui mesi estivi o invernali, in particolare quando ci si trova molto vicino alla delivery.

Ciò nonostante, quando la situazione meteo rende il mercato particolarmente teso o particolarmente rilassato, questo filtra nel prezzo del cal + 1, perché generalmente esiste un’alta correlazione fra i diversi punti della curva forward. Questo significa che a meno di casi estremamente particolari, quando i fondamentali del mercato indicano un periodo rialzista tutta la curva forward subisce un rialzo e, viceversa, quando i fondamentali sono impostati al ribasso, l’intera curva forward risente del calo dei prezzi.

Parlare di correlazione fra il prodotto Cal+1 e altri prodotti (come, nell’immagine, il Q3-21 e il Q1-22) non significa che il movimento dei prezzi, in termini di €/MWh, è lo stesso, ma che l’andamento di uno è molto simile all’andamento degli altri prodotti, anche se l’ampiezza del movimento piò essere più marcata o meno marcata a seconda di quale sia il driver o l’insieme di driver che lo ha causato.

Se i driver che causano un movimento sono legati al meteo, l’impatto sarà maggiore sui prodotti forward più vicini (come il month ahead o il primo quarter ahead), viceversa, se i driver sono strutturali o hanno un legame di più lungo termine (come ad esempio la CO2) è probabile che non siano i prodotti short term ad essere maggiormente interessati.

Un altro ottimo motivo per scegliere come riferimento il Cal+1 è che, storicamente, è il prodotto di riferimento per i clienti industriali che consumano energia elettrica e che hanno contratti annuali, con inizio al primo giorno di gennaio e fine al 31 dicembre.

Anche i contratti gas, una volta prevalentemente basati sul cosiddetto “anno gas”, “anno termico” o “gas year”, ovvero dal 1 ottobre al 30 settembre dell’anno successivo, si sono in buona parte allineati con l’anno solare e non è infrequente ora vedere i contratti annuali con inizio al 1 gennaio.

Infine, spesso si predilige la semplicità e la praticità data dallo scegliere un riferimento unico per i prezzi piuttosto che fornire indicazioni su una gamma maggiore di prodotti. In particolare, considerando che non tutti i clienti sono abituati a guardare il mercato tutto il giorno e su tutta la curva forward, risulta più pratico utilizzare il prezzo del cal + 1 (che è uno solo) invece che il prezzo di mesi o quarti, proprio perché l’indicazione risulta di più immediata comprensione e maggiormente fruibile, piuttosto che una lista con i prezzi di più mesi e più trimestri.

Insomma, se si vuole dare una indicazione qualitativa su come potrebbero evolvere i prezzi della curva forward nel prossimo futuro, utilizzare il Cal+1 come prodotto di riferimento risulta assolutamente valido.