📈 Market News (4)

Uno dei punti fondamentali per la corretta gestione di un contratto a prezzo variabile con fixing è l’identificazione dello slot minimo di volume che può essere coperto a prezzo fisso. Il volume minimo sul quale è possibile richiedere un fixing dipende solitamente dai volumi complessivi del cliente, che devono essere sufficientemente elevati da consentire la copertura del rischio prezzo al fornitore.

Dunque ad un cliente con volumi elevati (sopra i 20 GWh di solito) probabilmente verrà data la possibilità di coprire slot minimi pari al 10% dei volumi, mentre a un cliente con volumi inferiori la percentuale minima consentita potrebbe essere il 20 o 25%.

Uno dei misteri legati alle offerte di energia elettrica e gas è come viene fatto il pricing da parte del fornitore per il profilo di consumo del cliente. Il fatto che per valorizzare il prezzo dei consumi non regolari, nel corso dell’anno, del mese e (parlando di energia elettrica) del giorno, vengano utilizzati come riferimento i prezzi del mercato all’ingrosso, che sono, viceversa, calcolati su profili standard “piatti” (baseload e picco/fuori picco) fa sorgere spesso diversi dubbi sul prezzo applicato dal fornitore. Proviamo a fare un po' di chiarezza!
 

La logica del pricing

Quando un cliente richiede un fixing o un’offerta a prezzo fisso, il fornitore include, nel prezzo applicato, alcune componenti piuttosto standard, come il rischio volume, il rischio profilo, i costi finanziari, il margine (ne abbiamo parlato anche nell’articolo "Prezzi di fixing e prezzi all’ingrosso: come mai sono diversi? ").

Tutti questi costi, però, vengono montati “on top” sul prezzo “base” del profilo del cliente, ovvero sul prezzo che, nella migliore delle ipotesi, il profilo di consumo stimato potrebbe avere nel momento della richiesta. Questo prezzo “corretto”, o “fair” se vogliamo usare un inglesismo noto, è la miglior stima del costo che il fornitore dovrebbe sopportare per acquistare per il cliente quel profilo di consumo, valutata nel giorno in cui viene richiesta l’offerta.

Ci sono, è il caso di dirlo, una moltitudine di modi che possono essere utilizzati dai fornitori ed è dunque difficile trovare un metodo unico e applicato da tutti. La logica, però, è più o meno sempre la stessa. Il prezzo dei prodotti standard del mercato all’ingrosso viene sostanzialmente riproporzionato rispetto al profilo di consumo del cliente.

Come?

Immaginiamo di parlare di una sola settimana, per semplicità. Una settimana è composta da 7 giorni, di cui 5 lavorativi e 2 giorni di week end, e ipotizziamo che i 5 giorni lavorativi abbiano lo stesso prezzo (ad esempio 54 €/MWh), così come i due giorni del week end (ipotizziamo 40 €/MWh).

Se il prezzo del mercato all’ingrosso del prodotto standard baseload per la settimana è di 50 €/MWh, questo significa che la media dei prezzi dei 7 giorni che la compongono è esattamente 50. Fin qui tutto è abbastanza semplice, perché nell’ipotesi di prodotto standard, ovvero un profilo che in tutti i giorni e in tutte le ore è lo stesso, possiamo quasi dimenticarci delle “quantità”, e il prezzo medio è facile da calcolare.

Se il profilo di consumo fosse standard, dunque, il prezzo “fair” dell’energia consumata in questa settimana sarebbe 50 €/MWh.

Se parliamo di un consumo profilato, ovvero di quantità diverse per i diversi giorni della settimana, allora si introduce una complicazione in più e si parla dunque di media pesata. Niente di astruso, in verità, si tratta di calcolare la media del prezzo della settimana tenendo però conto del fatto che i consumi nei giorni lavorativi, come nell’esempio qui sotto, sono diversi dai consumi del week end.

In questo caso, infatti, il consumo medio dei giorni dal lunedì al venerdì è 30MWh, mentre nel week end è 10. La media pesata (e dunque il prezzo “fair”) sarà quindi dato da:

E’ possibile riportare questa logica agli altri prodotti standard, ovvero il calendar o i quarti o i mesi. Il prezzo del prodotto standard annuale è infatti una media del prezzo dei prodotti trimestrali e anche una media dei prodotti mensili.

Può capitare, è vero, che a volte ci sia una minima differenza dovuta alla liquidità del mercato, ma in un mercato “ideale” questo non accade. Il prezzo del profilo di consumo, dunque, viene di base ricavato come una media pesata del prezzo dei mesi o dei quarti per le rispettive quantità, ottenendo il prezzo “fair” sulla base del quale il fornitore calcola l’offerta.

Quanto fin qui descritto è ovviamente una semplificazione del processo di pricing dei fornitori, anche perché ciascuno utilizza delle raffinatezze ulteriori per prezzare i profili dei clienti e dei metodi diversi per ricavare il prezzo dei prodotti non quotati (i mesi lontani o le settimane, i giorni o le ore, ad esempio) dai prezzi dei prodotti standard del mercato all’ingrosso. La logica alla base, però, non si discosta da quanto detto finora.

Ragionare su quali siano i meccanismi alla base del pricing, nonostante questo non ci consenta di replicare esattamente il metodo adottato dal nostro fornitore, aiuta però a comprendere come mai consulenti, piattaforme e data provider utilizzino come riferimento i prezzi dei prodotti standard del mercato all’ingrosso per dare indicazioni sugli acquisti dei clienti industriali.

Non solo i prezzi dei prodotti quotati sul mercato sono indicativi delle migliori stime degli operatori in riferimento a un determinato periodo, ma il fatto che i prezzi salgano o scendano sul mercato all’ingrosso si ripercuote sui prezzi dell’energia elettrica e del gas che vengono offerti dai fornitori e che saliranno o scenderanno a loro volta.

Il 2021 sta per essere segnato e messo in evidenza nei libri di storia del mercato elettrico. E, purtroppo per le nostre tasche, non sarà a causa di un basso prezzo medio dell'energia elettrica.

Dopo un inizio d'anno in cui la nostra "piscina" è stata oggetto di molteplici analisi a causa degli effetti del fenomeno meteorologico noto come "Filomena", la cui tempesta perfetta di effetti ha portato il prezzo dell'energia elettrica a raggiungere un massimo storico, la situazione non è migliorata e i prezzi continuano ad essere più alti di quello che siamo abituati a vedere in questo periodo dell'anno. Questo indica che il 2021, a meno che non ci sia una sorpresa, sarà un anno con un prezzo medio dell'elettricità molto alto.

Ma c'è un modo per anticipare questa volatilità del mercato e ottenere il miglior prezzo possibile?

Questa è sicuramente la domanda universale nel settore, dato che nessuno ha la sfera di cristallo. Tuttavia, ci sono modi per garantire la fornitura di elettricità al prezzo più basso possibile, stabilendo strategie di contrattualizzazione.

Per farlo, è vitale conoscere questi quattro principali fattori.

1. Gli insegnamenti del 2020 per le strategie di acquisto 

Durante il 2020, un anno atipico in tutti i sensi, la pandemia di covid-19 ha avuto un effetto evidente sul pool. Il calo della domanda di energia, causato da una minore produzione e attività industriale è stato senza dubbio un fattore determinante per la caduta dei prezzi di mercato e le rinnovabili sono diventate le fonti più importanti in un mix energetico che non ha richiesto tanta capacità come negli anni precedenti.

Soprattutto da marzo ad agosto, possiamo vedere come i prezzi siano stati insolitamente bassi a causa del motivo sopra menzionato. Un prezzo medio di 33,96 €/MWh nel mercato è stato un sollievo per qualsiasi acquisto di materia prima nel pool e, quasi certamente, è stato dannoso per tutti quegli agenti che si sono approvvigionati di elettricità nel mercato a termine (46 €/MWh in media, circa) approfittando delle quotazioni del 2020 che, una volta finito l'anno, erano molto più alte di quei 33,96 €/MWh.

Nonostante ciò, dobbiamo essere consapevoli che nessun attore del settore, per quanta esperienza avesse nell'acquisto di energia, sarebbe stato in grado di prevederlo. Di conseguenza, il 2020 non può essere considerato un riferimento, ma è un'esperienza di apprendimento. Non mettere tutte le uova in un solo cesto è una buona strategia.

2. L'impatto delle energie rinnovabili sulle strategie di acquisto 

Nel processo di corrispondenza tra le offerte di produzione e la domanda di energia, le tecnologie rinnovabili eoliche e solari fotovoltaiche sono dispacciate nel mercato con priorità, facendo offerte a prezzi di 0 €/MWh o molto vicini ad esso.

Questa incorporazione nel processo come priorità rispetto ad altre tecnologie significa che più alta è la produzione con entrambe le fonti rinnovabili, più basso è il prezzo finale.

Questo evento è estremamente importante per lo sviluppo delle strategie di acquisto, dato che i mesi con maggiore produzione di risorse naturali avranno, come regola generale, un prezzo dell'energia elettrica più basso e, quindi, questo si rifletterà anche nelle quotazioni sul mercato a termine dell'elettricità OMIP, dove i prodotti sono quotati principalmente per periodi annuali, trimestrali, mensili, settimanali e giornalieri.

3. Prendere il passato come punto di riferimento per le strategie di acquisto 

Quando qualcosa non può essere previsto, l'ideale è considerare i dati storici per avvicinarsi alla realtà. Il mercato dell'energia elettrica è imprevedibile per diversi motivi, dalla disponibilità di risorse naturali, alla fluttuazione dei prezzi della CO2 (che in questo mese di aprile ha raggiunto un record di 48 €/t), attraverso la disponibilità e i prezzi del gas naturale (circa 20 €/MWh questo mese), tra molti altri.

Per questo motivo, l'approvvigionamento di energia elettrica nel pool durante i mesi in cui è storicamente più conveniente, così come l'adeguamento dell'acquisto di futures a brevi periodi e i cui prezzi sono interessanti a livello strategico per l'azienda piuttosto che a livello economico data l'imprevedibilità al momento dell'acquisto, sarà il più appropriato.

4. L'approvvigionamento diretto con i produttori nella strategia di acquisto

L'approvvigionamento diretto con i produttori per assicurare la disponibilità di una certa quantità di materia prima a un prezzo liberamente concordato, vantaggioso per l'acquirente, è una garanzia di una buona strategia.

Tra i meccanismi di questo tipo di approvvigionamento, negli ultimi anni hanno acquisito particolare importanza i PPA (Power Purchase Agreements), contratti di acquisto di energia verde che, oltre a garantire un prezzo, migliorano gli indici di sostenibilità delle aziende e permettono loro di offrire energia rinnovabile, un "must" sempre più importante per gli acquirenti.

Quindi quale strategia si può seguire?

È un errore comune cercare di decifrare il futuro quando, soprattutto nel 2020, abbiamo scoperto che non solo è impossibile, ma inutile.

Quindi, sia per un consumatore che per una compagnia elettrica che vuole offrire un prodotto il più competitivo possibile, l'ideale è considerare di ottenere la materia prima (energia elettrica) nei tre modi principali che esistono: l'acquisto in pool, in futures, e firmando contratti bilaterali e/o PPA.

Dal lato del consumatore, finché il suo livello di consumo e la sua capacità di gestione lo permettono, avere un contratto indicizzato con la possibilità di approfittare delle finestre di opportunità nel mercato dei futures è senza dubbio la migliore strategia.

Questo permetterà, soprattutto se la situazione non è atipica come quella attuale, di ottenere elettricità più economica nei mesi di maggiore produzione rinnovabile (come dimostrano i dati storici) e di assicurarsi un'altra quantità a prezzi futuri che si adattino alle proprie possibilità economiche.

Dal punto di vista del commerciante, è essenziale avere una gestione e un monitoraggio continuo, esaustivo e professionale dell'evoluzione di tutti i mercati, dall'elettricità al gas. A tal fine, anche nei commercianti la cui politica è molto più concentrata sull'offerta di prezzi fissi più "tradizionali", la costruzione di queste proposte può essere ottimizzata comprando in GME e acquistando energia direttamente dai produttori, nella cui negoziazione ci sarà sempre una visibilità di prezzo a lungo termine.

Sia come sia, analizzando l'evoluzione del mercato e con l'entrata in vigore delle nuove tariffe in giugno, che si traduce in una previsione al rialzo dei prezzi futuri a causa della loro novità, aumenta la necessità per i commercianti di avere una gestione ottimale dell'acquisto delle materie prime sui mercati.

Marzo e aprile sono due mesi nei quali il tema già scottante della CO₂ entra ulteriormente in focus. Entro marzo, infatti, tutti i soggetti obbligati all’annullamento delle emissioni di CO₂ (i cosiddetti “soggetti obbligati”, appunto) devono far certificare le proprie emissione dell’anno precedente da enti certificatori riconosciuti al fine di ufficializzare la quota di emissioni che deve essere annullata.

Aprile è poi il mese entro il quale le quote di CO₂ equivalenti alle emissioni annuali 2020 devono essere acquistate e annullate sul registro ETS (la cosiddetta “compliance”).

Mancano dunque solo pochi giorni alla dead line, ma fra le attese evoluzioni normative e i livelli record dei prezzi, il tema CO₂ potrebbe rimanere particolarmente caldo ancora a lungo.

Perché il 2021 è un anno particolare per la  CO₂?

Innanzitutto per il livello di prezzo raggiunto dai titoli della CO₂!

Per la prima volta nella storia il 22 aprile il prezzo della CO₂ (EUA Dic-21) ha superato i 47 €/ton, spinto probabilmente in buona parte dagli acquisti dell’ultimo minuto per l’annullamento di aprile e dalle coperture effettuate in vista della compliance 2022.

Inoltre, come abbiamo detto negli articoli("Sprint della CO2, come è arrivata a quota 40 €/t in tempi record?" e "2021 e CO2 i prezzi saliranno?") la Fase 4 dell’ETS iniziata da gennaio ha cambiato le carte in tavola per diversi motivi.

Uno di questi è l’allocazione delle quote gratuite per i soggetti obbligati che ne hanno diritto. Non solo a partire dal 2021 le quote gratuite saranno inferiori rispetto agli anni passati, ma la loro allocazione, prevista originariamente per febbraio, è slittata al secondo trimestre, verosimilmente giugno.

Se negli anni passati i soggetti obbligati utilizzavano le quote gratuite ricevute a febbraio per l’annullamento di aprile, quest’anno questa possibilità è preclusa: non tanto per il ritardo nell’allocazione delle quote gratuite 2021, quanto per il fatto che le quote gratuite di quest’anno saranno etichettate come Fase 4, mentre l’annullamento di aprile riguarda le quote della Fase 3 (se anche fossero state allocate a febbraio, insomma, non sarebbero state utilizzabili per l’annullamento di aprile).

Una ulteriore particolarità del 2021 è che il meccanismo di riduzione dei titoli in circolazione, il Market Stability Reserve (MSR), quest’anno dovrà sottrarre una parte delle quote calcolata sulla base delle emissioni del 2020, anno in cui, tra i vari lockdown, è evidente che ci sia stata una certa carenza di emissioni dovuta a motivi contingenti (si spera non ripetibili), soprattutto da parte del settore dell’aviazione.

Si stima infatti che nel 2020 le emissioni di tutti i soggetti obbligati in Europa siano state inferiori di circa il 13,3 % rispetto al 2019 (secondo quanto pubblicato sul sito dell’Unione Europea Emissions trading: greenhouse gas emissions reduced by 13.3% in 2020 | Climate Action (europa.eu)).

Questo significa che le quote che verranno bartificialmente sottratte dal mercato potrebbero essere più del “normale”, andando a ridurre ulteriormente l’offerta di titoli in circolazione a partire da settembre 2021.

Ci si aspetta che la comunicazione delle quote sottratte col il meccanismo MSR venga effettuata a inizio maggio 2021.
Entro questa estate, inoltre, è previsto che l’Unione Europea apporti delle modifiche al sistema ETS e al meccanismo dell’MSR per adattarli ai nuovi target di riduzione stabiliti dal Green Deal (-55% di emissioni entro il 2030).

Altra novità di questo 2021 è il lancio previsto per metà maggio del sistema ETS in UK (la prima asta di titoli è prevista infatti il 19/5), visto che, a seguito della Brexit, il Regno Unito è uscito dal sistema ETS Europeo, ma ancora non è stato definito da EU e UK come i due sistemi ETS saranno legati per evitare arbitraggi o l’esistenza di “agevolazioni” sui costi delle emissioni nei due mercati.

La CO₂ quest’anno ha scottato qualcuno

Non tutti i soggetti obbligati ad annullare le proprie emissioni hanno un occhio di riguardo per il mercato, se pensiamo che, oltre ai produttori di energia da fonti fossili, fra i soggetti obbligati si trovano acciaierie, cementifici, industrie del vetro e della carta, oltre che il settore dell’aviazione.

E’ molto probabile che diverse aziende abbiano messo a budget per il 2020 un prezzo pari quasi alla metà del prezzo di mercato attuale (ricordiamoci che verso la fine dell’anno 2019 la CO₂ era quotata fra i 24 e i 26 €/ton mentre oggi il prezzo si trova fra 45 e i 47 €/ton) e che in fase di acquisto abbiano visto i costi della CO₂ quasi raddoppiati rispetto a quelli ipotizzati a budget.

Questo rincaro per molti inaspettato, però, potrebbe favorire la transizione verso tecnologie meno emissive e la gestione “ottimizzata” dell’approvvigionamento di quote di CO2, non più con logiche di budget ma di portfolio management, un po' come ad oggi ci siamo abituati a fare per l’energia elettrica e il gas naturale.

Anche la CO₂, infatti, può essere acquistata sia sul mercato spot (in aste primarie o tramite contrattazioni bilaterali) che sul mercato future, permettendo una gestione più strutturata del rischio prezzo.

L’obiettivo dell’EU, comunque, rimane la transizione verso target emissivi decisamente inferiori rispetto agli attuali e i 45-47 €/ton non sembrano essere un livello di prezzo sufficientemente alto da spingere i soggetti obbligati ad investire in progetti di abbattimento delle emissioni. E’ possibile dunque che con il tempo il prezzo raggiunto dalle quote di CO₂ arrivi ben oltre questi livelli.

La frase “per gestire la fornitura al meglio è necessario seguire e comprendere il mercato” l’abbiamo citata più e più volte. Ma come agire sulla propria fornitura nei diversi momenti di mercato?

Come individuare in quale trend di mercato ci si trova 

La prima cosa da fare è individuare qual è il momento di mercato nel quale ci si trova e per quale motivo il mercato è impostato in una determinata direzione.

Facciamo un esempio: i prezzi del mercato forward da qualche mese a questa parte stanno salendo, siamo cioè in una fase (o trend) rialzista.

Come mai i prezzi stanno salendo? C’è un motivo fondamentale, ovvero un disequilibrio fra domanda e offerta? Il fattore scatenante del movimento è destinato a perdurare o potrebbe venir meno diminuendo, di fatto, la spinta del movimento?

Queste sono le domande preliminari alle quali è necessario rispondere per impostare una strategia coerente di gestione della fornitura.
I momenti di mercato (fasi o trend) possono essere di diverse tipologie.

• Trend rialzista: i prezzi tendono a salire con continuità, raggiungendo valori sempre più alti e, nonostante la volatilità, le fasi temporanee di ribasso sono sempre molto deboli rispetto alle fasi di spinta al rialzo. In queste fasi i prezzi di tutta la curva forward (e spesso anche dello spot) salgono con una certa omogeneità.
  
  
• Trend ribassista: viceversa, indica un periodo nel quale i prezzi hanno una forte e continua spinta al ribasso e nei quali l’individuazione di un livello di minimo (oltre il quale i prezzi non scenderanno) è smentita dalla prosecuzione del movimento. In queste fasi i prezzi di tutta la curva forward (e spesso anche dello spot) scendono salgono con una certa omogeneità.
  
  
• Trend laterale: è un periodo nel quale i prezzi oscillano intorno ad un valore medio o all’interno di una banda costituita dal massimo e dal minimo prezzo raggiunto nel periodo. Quando un trend è laterale non è possibile dunque identificare una tendenza rialzista o ribassista di medio/lungo termine.
  
  

E’ chiaro che non è semplice individuare l’inizio di un trend, ovvero il momento in cui il mercato incomincia a seguire una direzione (o una non direzione, nel caso del trend laterale) specifica in seguito a determinati fattori fondamentali, ma è piuttosto evidente quando il mercato segue una direzione per 1 mese o più.

Come stimare la durata di un trend di mercato

Una volta compreso in quale momento di mercato ci troviamo, poi, è necessario stimare la durata del movimento, ovvero capire come il mercato evolverà nel futuro. Il rialzo durerà 2-3 settimane, 2-3 mesi o più tempo ancora? Quando le condizioni di domanda e offerta potrebbero trovare un nuovo equilibrio che minerà le basi di questo movimento provocandone l’interruzione e, di solito, l’inizio di un nuovo trend?

Anche in questo caso, l’analisi dei motivi che consentono al mercato di mantenere un assetto rialzista, ribassista o laterale aiuta ad ipotizzare la durata di questo equilibrio (o disequilibrio) fra domanda e offerta e, di conseguenza, la durata del trend.

Il trend può dunque essere di breve, medio o lungo termine, può cioè durare pochi giorni/settimane fino a mesi/anni.

Come gestisco la fornitura rispetto ai diversi trend di mercato

L’individuazione del momento di mercato e della sua possibile durata ci aiuta a capire come gestire al meglio la nostra fornitura energetica. Mantengo il prezzo variabile o è meglio se richiedo un fixing? E’ meglio fissare il prezzo solo per i prossimi mesi o addirittura per la fornitura degli anni futuri?

Per poter rispondere a questa domanda è necessario, però, capire anche qual è il contesto in cui avviene la valutazione. Qual è il mio obiettivo, risparmiare (ottimizzazione) o non rischiare di pagare di più (logica di budget)? E quali sono gli strumenti a disposizione per raggiungere questo obiettivo?

Cosa fare in caso di trend di mercato ribassista

Se torniamo indietro ad un anno fa, nel periodo del primo lockdown dovuto al Covid, ci ricordiamo il crollo che hanno avuto i mercati, sia finanziari che di gas ed energia elettrica. I mercati energetici erano, però, già da alcuni mesi in trend ribassista, al di là del crollo che fra metà marzo e inizio aprile a portato i prezzi a toccare dei minimi storici.

Bene, in un periodo ribassista come i mesi precedenti, dovendo fare delle considerazioni su come gestire al meglio una fornitura, molti clienti con contratto a prezzo variabile hanno optato per rimanere esposti al prezzo del mercato o hanno fissato solo una quota minima dei propri consumi, per poter approfittare del ribasso il più possibile. Chi ha compiuto questa scelta ha voluto prediligere il possibile il risparmio, accollandosi il rischio che il mercato cambiasse improvvisamente rotta provocando un rialzo.

Chi ha invece scelto di fissare il prezzo, magari alla fine dell’anno precedente, probabilmente ha preferito adottare una logica da budget (so quale saranno i miei costi l’anno prossimo) senza rischiare di incorrere in una risalita dei prezzi e, dunque, in costi maggiori.

Arrivati al famoso crollo del mercato, diversi clienti con un contratto a prezzo variabile hanno scelto di contattare il fornitore per richiedere un fixing di tutti i volumi, per tutta la durata contrattuale (spesso sono stati fissati addirittura i prezzi per 1, 2 o più anni successivi), proprio sfruttando un momento di mercato ai minimi storici.

Hanno fatto bene? Assolutamente sì, perché dalle analisi risultava improbabile che il trend ribassista potesse proseguire dopo un crollo simile, visto che la domanda, al termine del lockdown, sarebbe necessariamente ritornata a valori superiori e dunque, prevedibilmente, i prezzi avrebbero incominciato un trend di recupero almeno dei livelli precedenti al crollo.

Chi in quel momento aveva un contratto con prezzo già fissato non ha potuto beneficiare della discesa dei prezzi, quantomeno per l’anno in corso. Nonostante questo, alcuni clienti hanno richiesto al fornitore di poter contrattualizzare il prezzo per l’anno o gli anni successivi considerando che, nonostante l’ottica di budget utilizzata per l’anno 2020 li avesse penalizzati, fosse interessante approfittare della discesa dei prezzi per gli anni futuri.

Cosa ci suggerisce questo esempio? Che quando ci si trova in un momento di mercato ribassista è possibile ottimizzare la propria fornitura se si ha un prezzo variabile, ma qualora il prezzo dell’anno in corso fosse già stato fissato, si può comunque cercare di ottimizzare, almeno in parte, la fornitura per gli anni successivi.

Se il mercato si trova in un periodo di discesa, è bene attendere il più possibile prima di richiedere il fixing, aspettando il momento in cui la discesa sembra essere giunta al termine. Magari, in ottica di gestione del rischio, è prudente mantenere una quota maggiore di volumi a prezzo variabile, per approfittare del ribasso, e fissare il prezzo solo di una percentuale ridotta dei consumi per coprirsi, almeno in parte, da un rischio di rialzo.

Cosa fare in  caso di un trend di mercato rialzista

Quando ci si trova in un trend di mercato rialzista (come in questo momento) è necessario comprendere se il trend è destinato a durare a lungo oppure no. Se ci si aspetta che la tendenza al rialzo sia di lungo periodo, è prudente correre ai ripari, evitando di rimanere esposti al rischio prezzo su una quota importante di volumi, onde evitare di incorrere in prezzi sempre più alti e, di conseguenza, costi sempre maggiori.

Viceversa, se l’aspettativa è che il mercato ritracci, interrompendo nel breve termine la salita, forse val la pena aspettare il ribasso per poi approfittare delle quotazioni inferiori per fare dei fixing.
In entrambi i casi, il rischio che il mercato salga sempre di più deve essere attentamente compreso e gestito, anche sulla base dell’obiettivo dell’ottimizzazione.

Se la logica rimane quella del budget, in un periodo rialzista è consigliabile bloccare il prezzo dei propri consumi il prima possibile, eliminando o riducendo il rischio di costi molto elevati (visto che ci si aspetta che il mercato continui a salire). Se la logica è invece la rincorsa del miglior prezzo, non è consigliabile lasciare il 100% dei volumi a prezzo variabile, ma, per diminuire il rischio, si dovrebbe rimanere esposti al prezzo di mercato solo con una parte dei volumi.

Siamo riusciti, a volte con fatica, ad abbracciare l’idea di una fornitura a prezzo variabile al posto del classico e tanto amato prezzo fisso. Siamo arrivati a comprenderne i potenziali benefici e ad apprezzare la possibilità di fare dei fixing per diminuire il rischio di aumento dei prezzi e quindi dei costi legati alla fornitura. Ci siamo informati sui mercati, su come si muovono i prezzi e perché.

Ma ancora non riusciamo a capire per quale motivo il prezzo di fixing che ci offre il fornitore sia così diverso dal prezzo che si trova sul mercato all’ingrosso e su tutte le newsletter che circolano settimanalmente. Come mai?

Quando viene richiesto un fixing, i fornitori devono fare delle valutazioni che consentano loro, da un lato, di offrire al cliente un prezzo competitivo, dall’altro di coprirsi adeguatamente sul mercato all’ingrosso.

Per questo motivo all’interno della quotazione vengono prezzati alcuni elementi piuttosto standard:
- Profilo di consumo/costo della materia prima
- Rischio profilo
- Rischio volume
- Costi finanziari per la copertura
- Margine

Qual'è il legame tra profilo di consumo e prezzo del fixing?

Come sappiamo, i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica e del gas naturale, consultabili sui siti dei mercati (EEX o ICE FUTURES) ed espressi in €/MWh sia per il gas che per l’energia elettrica, si riferiscono a prodotti standard per durata (calendar, quarter, month) e profilo (baseload/picco/fuori picco per energia elettrica e baseload per il gas).

Questo significa che sono prezzi validi come riferimento per quantità fisse, tutti i giorni/tutte le ore del periodo considerato.

Insomma, se il mio profilo di consumo fosse di 1 MWh in tutte le ore dell’anno, allora il prezzo del fixing potrebbe essere molto vicino al prezzo baseload del mercato all’ingrosso. Ma il mio profilo non è così, purtroppo. E quindi?

Per poter quotare il fixing, il prezzo del prodotto all’ingrosso deve essere riproporzionato e aggiustato per seguire la forma del mio profilo. Più il profilo con cui consumo è costante nei diversi giorni e ore, più la quotazione del fornitore potrà avvicinarsi al prezzo del prodotto standard baseload. Più il mio profilo è variabile, più invece sarà distante.

Il fornitore, analizzando il profilo, deve valorizzare correttamente sia la forma del profilo all’interno della giornata/settimana, sia come il profilo varia nel corso del periodo (mese/trimestre/anno) di cui ho richiesto il fixing.

Il fornitore quindi deve stimare un coefficiente correttivo che tenga in considerazione della forma del mio profilo, ovvero di quanto consumo e in quali ore/giorni, per poter riproporzionare il prezzo del prodotto baseload e offrirmi una quotazione competitiva.

Se il mio consumo si concentra nelle ore centrali della giornata o nei giorni lavorativi, quando l’energia/il gas costa di più, il fornitore dovrà certamente adeguare al rialzo il prezzo del baseload.

Viceversa, se consumo soprattutto nelle ore notturne o nei week end, quando energia elettrica e gas costano tendenzialmente meno, la quotazione sarà inferiore.

Inoltre, se il mio profilo di consumo è molto vario nel corso del mese/trimestre/anno, ad esempio se durante una settimana consumo a pieno carico e la seguente consumo il 50% di meno, il fornitore dovrà tenere conto di questa variabilità nel momento della quotazione.

Tutto questo viene quotato all’interno del prezzo per la parte relativa al “profilo” e ovviamente questa quota “costo materia prima” risulta la più rilevante fra gli elementi prezzati nel fixing. E’ proprio questa voce che potrebbe, se esplicitata, esser paragonata al prezzo del mercato all’ingrosso.

Cos'è il rischio profilo e come impatta sul prezzo del fixing?

Il fornitore deve inoltre considerare il rischio che il mio consumo reale abbia, a parità di consumo totale sul periodo, una distribuzione diversa (sulle ore/giorni) rispetto a quanto preventivato.

Deve essere dunque stimata la possibile variazione di consumo e il conseguente costo che ne può conseguire per il fornitore.

Ovviamente il fornitore non è in grado di prevedere il futuro né di sapere con certezza quanto varierà la forma del mio profilo nel momento del consumo e dunque può solo fare una stima forfettaria del rischio profilo.

In questa stima il fornitore solitamente considera l’effetto portafoglio, ovvero il fatto che il rischio profilo derivante da un singolo cliente viene diluito all’interno del portafoglio aggregato composto da tutti i clienti serviti dal fornitore: quando, in un’ora o in un giorno, un cliente consuma un poco di più, un cliente probabilmente consuma un poco di meno.

In questo modo la quota di rischio profilo che viene prezzata nella quotazione del fornitore risulta molto inferiore rispetto a quanto non sarebbe se venisse considerato il solo profilo del cliente.

Come il rischio legato al volume ha impatto sul prezzo del fixing?

Un altro elemento che viene stimato nella quotazione è la possibile variazione dei volumi consumati in totale sul periodo.

Se il mio profilo prevede che io consumi 100 nel mese di marzo, è probabile che nel corso del mese di consumo, la quantità di energia elettrica o gas effettivamente prelevata dalla rete sia un po' di più (105) o un po' di meno (95).

Questa possibile variazione del totale consumato rispetto al profilo previsionale si chiama rischio volume ed è un altro aspetto che deve essere prezzato dal fornitore all’interno del fixing.

Anche in questo caso solitamente il fornitore considera l’effetto portafoglio e dunque il costo che viene inserito nella quotazione risulta inferiore rispetto a quanto sarebbe se io fossi l’unico cliente del fornitore.

Quali costi finanziari vengono aggiunti per la quotazione del fixing?

Nel momento in cui viene confermato un fixing, il fornitore tendenzialmente si copre dal rischio prezzo acquistando sul mercato all’ingrosso un prodotto standard per “bloccare” il delta fra il ricavo derivante dell’energia elettrica o del gas che ha venduto a prezzo fisso (in seguito al fixing) e il costo di acquisto della materia prima.

Per compiere la copertura il fornitore sostiene a sua volta dei costi: costo di accesso al mercato all’ingrosso, costo delle garanzie finanziarie necessarie per la copertura, costo di transazione e così via.

Una piccola quota di questi costi viene ribaltata all’interno della quotazione del fixing proprio per coprire i costi operativi del fornitore.

Qual'è il margine per il fornitore?

Viene aggiunta al prezzo di fixing anche una piccola quota a remunerazione del fornitore e del servizio di fixing che offre. In questo caso, è facilmente intuibile, ciascun fornitore applica un margine a sua scelta.

Va però sottolineato che in generale, il mark up del fornitore non è una quota troppo cospicua, altrimenti il prezzo offerto risulta fuori mercato.

In conclusione, la quotazione del fixing che viene fatta dal fornitore difficilmente può essere spacchettata per comprendere quanto è stato prezzato a copertura di ciascuna voce di cui sopra.

Per questo motivo paragonare il prezzo di fixing al prezzo del mercato all’ingrosso risulta un po' macchinoso. Non per questo il mercato all’ingrosso è qualcosa da non seguire, anzi!

Informarsi ed analizzare il mercato all’ingrosso, le news e in generale l’andamento dei prezzi è utilissimo per capire cosa sta succedendo, quali scenari possono verificarsi e, in definitiva, per valutare quando è il momento migliore per richiedere un fixing.

Da tempo ormai sentiamo parlare dei titoli di emissione di CO2 (EUA) in riferimento ai mercati europei di energia elettrica e gas naturale. Da inizio febbraio, in particolare, la CO2 ha fatto parlare di sé a causa di una esplosione delle quotazioni, che hanno superato più volte i 40 €/tonnellata.

I prezzi della CO2 sono improvvisamente arrivati oltre la quota dei 40 €/tonnellata. Cosa sta succedendo e perchè?

Come impattano le news regolatorie e le politiche sul tema della CO2

Come avevamo anticipato nell’articolo "2021 CO2, i prezzi saliranno? ", già dall’inizio del 2021 ci si aspettava un certo fervore sul tema della CO2.

L’Unione Europea ha deciso di aumentare il target di riduzione delle emissioni di gas serra al 2030, passando da un obiettivo iniziale di -40% rispetto alle emissioni del 1990 ad un nuovo target del -55%, ufficializzato a fine anno scorso.

Questa ulteriore spinta verso la riduzione delle emissioni, nell’aria dall’estate scorsa, ha dato un nuovo impulso alle quotazioni delle EUA (Permessi di emissione di CO2), strumento principale della lotta alle emissioni in Europa.

Il sistema ETS, inoltre, da quest’anno è entrato nella cosiddetta fase 4, ovvero un periodo nel quale viene ridotto sia il tetto massimo di emissioni annuali sia la quantità di titoli di emissione gratuiti a disposizione dei Paesi europei.

Grazie al meccanismo di Market Stability Reserve (MSR), attivo dal 2019, viene ridotta progressivamente l’offerta di titoli sul mercato per consentire un miglior equilibrio di domanda e offerta. Insomma, dal punto di vista regolatorio e politico, un rialzo dei prezzi della CO2 era uno degli obiettivi dichiarati da tempo.

Maggiore è il costo dei permessi di emissione, maggiore è la spinta, da un lato, verso la dismissione delle centrali elettriche inquinanti (soprattutto il carbone) a favore di energie rinnovabili e centrali a gas naturale, dall’altro verso un generale efficientamento e rinnovamento dei processi produttivi del tessuto industriale europeo.

Qual'è il legame tra la finanziarizzazione della CO2 e la speculazione?

Negli ultimi 4 anni, con l’aumentare dei prezzi della CO2 (nel 2017 i titoli di emissione difficilmente avevano un prezzo al di sopra dei 10 €/tonnellata) l’interesse di banche, istituti finanziari e fondi di investimento per il mercato della CO2 è andato aumentando, poiché se da un lato in un’ottica di lungo periodo il tema della riduzione delle emissioni offre delle ottime prospettive di investimento, dall’altro i tassi negativi sui capitali hanno incentivato la ricerca di opportunità di rendimento alternative.

Il risultato è stato un massiccio aumento dei capitali sul mercato dei prodotti futures sulla CO2 (quasi 10 volte maggiori nel 2020 rispetto al 2017), mercato che è passato dall’essere utilizzato dagli operatori del settore energetico per le coperture degli acquisti di titoli fisici, all’essere un mercato finanziario speculativo, in cui banche, ETF e fondi impiegano capitali importanti e negoziano volumi consistenti.

Cosa è prevedibile e cosa no nel mercato della CO2?

Un aumento dei prezzi era prevedibile? Sì, i fondamentali del mercato della CO2 mostravano chiaramente che il target dei 40 €/tonnellata era ormai in focus nel corso dell’anno 2021.

Era prevedibile che si arrivasse ai 40 €/tonnellata già a inizio febbraio? Probabilmente no. Fra i fattori bullish di quest’ultima parte dell’inverno, sicuramente le basse temperature (il cosiddetto picco termico) hanno contribuito ad aumentare la domanda di gas ed energia elettrica, con conseguente aumento della domanda di titoli di emissione.

Il prezzo della CO2 si muoveva da inizio gennaio in una banda di oscillazione fra i 31 e i 35 €/MWh e gli operatori probabilmente si aspettavano che nel breve termine il freddo e la maggior domanda portassero i prezzi verso l’area 35-36 €/tonnellata.

Il raggiungimento dei 40 €/tonnellata, invece, è stato un movimento repentino e improvviso, causato da elementi speculativi che poco hanno a che vedere con i fondamentali di breve termine del mercato.

A inizio febbraio (il 2), ha fatto scalpore un articolo di Bloomberg (Andurand Sees Carbon Tripling as Funds Turn Bullish on Pollution) in cui si dichiarava che alcuni Hedge Fund avessero un target di prezzo per la CO2 a 100 €/tonnellata entro la fine dell’anno (il giorno stesso il prezzo del future della CO2 è passato dai quasi 33 ai 35 €/tonnellata). Il giorno dopo, il prezzo della CO2 in asta primaria (titoli fisici dunque) è arrivato a 38 €/tonnellata e solo una settimana dopo la CO2 ha sforato il tetto dei 40 €/tonnellata.

Questo movimento violento sembra dunque non esser stato originato da una situazione fondamentale quanto da una forte presa di posizione di tipo speculativo.

Cosa succederà adesso nel mercato della CO2? 

La velocità e la natura del rialzo potrebbero, nel breve termine, non consentire ai prezzi di mantenersi al di sopra dei 40 €/tonnellata, ma il mood generale nel medio termine vede un’azione congiunta di elementi fondamentali e di speculazione che difficilmente consentirà ai prezzi di tornare ai valori visti l’anno scorso.

Effettivamente, gli ambiziosi obiettivi europei per il taglio delle emissioni potranno esser raggiunti solo con dei costi di emissione molto alti, che incentivino gli investimenti in rinnovabili e in tecnologie più green.

Nonostante le ottime intenzioni però, di fatto, il costo della CO2 si riverbera nel costo dell’energia elettrica, tutt’ora in buona parte prodotta da combustibili fossili in molti paesi dell’Unione Europea, e nelle filiere produttive di tutta Europa.

L'Unione Europea, per questo motivo, dovrà essere particolarmente attenta nel calibrare correttamente il bilanciamento fra l’incisività delle misure di riduzione dei gas serra ed il rischio di rilocazione delle industrie, energivore e non, che vedono la propria competitività internazionale messa a dura prova dai costi di annullamento della CO2.

Capire il mercato, prevedere l’andamento del prezzo, intuire come evolverà la situazione e anticipare i movimenti. Queste attività, croce e delizia di ogni trader o analista, sono diventate importantissime anche per i clienti che consumano energia elettrica o gas in grandi quantità e che devono decidere un fixing o valutare una nuova fornitura. Ma come funzionano le analisi o i modelli che vengono utilizzati dagli operatori per capire come potrebbe muoversi il mercato?

Dimmi che analisi fai e ti dirò chi sei

Esistono diverse tipologie di analisi che possono essere utilizzate per cercare di anticipare i movimenti dei prezzi e trarre un beneficio economico dall’andamento dei prezzi.

Le analisi, si sa, sono un po' come l’abbigliamento: ciascuno si sente a suo agio vestendo un outfit diverso, ma lo scopo del vestirsi resta il medesimo, ovvero coprirsi.

Ecco, allo stesso modo, ciascun trader, analista o operatore lavora e si focalizza su un determinato tipo di analisi che gli è più congeniale e l’obiettivo rimane lo stesso, ovvero, in questo caso, anticipare un movimento di mercato, capire cosa succederà e muoversi di conseguenza.

Fra le diverse tipologie di analisi possibili, sicuramente tutti hanno sentito parlare dell’analisi tecnica e dell’analisi fondamentale.

Analisi tecnica

L’analisi tecnica è una metodologia di analisi che cerca di intuire i movimenti futuri del mercato andando a ricercare graficamente dei pattern, ovvero degli schemi tipici, e dei livelli di prezzo che “incanalino” il movimento di mercato attuale all’interno di figure ricorrenti.

Ad esempio, se il prezzo della CO2 oscilla all’interno di un “canale” fra un minimo e di un massimo, con l’analisi tecnica ci si aspetta che in concomitanza con il raggiungimento del massimo, il prezzo torni giù, mentre vicino al minimo rimbalzo nuovamente in su.

L’analisi tecnica è una metodologia di analisi derivata dai mercati finanziari e viene utilizzata soprattutto sui mercati molto liquidi, come ad esempio la CO2. Ultimamente sta trovando spazio anche nei mercati di energia elettrica e gas, ma più come supporto dell’analisi fondamentale che come metodo di previsione dei prezzi a sé stante.

Analisi fondamentale

L’analisi fondamentale, molto più diffusa per i mercati di energia elettrica e gas, è invece basata sullo studio dei driver, appunto, fondamentali, ovvero i fattori che hanno un impatto sullo stato generale del sistema di domanda/offerta e che dunque hanno un impatto diretto sui movimenti dei prezzi.

Il bilanciamento fra domanda e offerta è il meccanismo alla base della formazione dei prezzi. Ad esempio, se è previsto che nel corso del prossimo mese le navi di LNG in arrivo in Europa saranno pochissime rispetto al normale, assumendo che la domanda di gas naturale rimanga invariata, è facile intuire che una minor offerta di gas provocherà un aumento dei prezzi.

Fare analisi fondamentale, dunque, significa valutare l’impatto di tutti gli elementi della domanda e dell’offerta, cercando di prevedere se l’equilibrio sia possibile agli attuali livelli di prezzo o se la bilancia debba invece pendere maggiormente verso un aumento dei prezzi (scarsità di offerta o aumento della domanda di materia prima) o verso una diminuzione (abbondanza di offerta della materia prima o diminuzione della domanda).

Spesso la sola analisi dei fondamentali non è del tutto sufficiente per ottenere una view, perché affinchè sia possibile stimare l’impatto sui prezzi è necessario che gli operatori valutino anche quali sono gli eventuali elementi psicologici che possono provocare delle reazioni sui mercati e qual è il contesto macroeconomico in cui il mercato si inserisce.

Come funziona un modello per stimare la curva di prezzi attesi

Grazie all’analisi fondamentale è dunque possibile ottenere una view, ovvero uno scenario di previsione degli equilibri futuri di domanda e offerta, che indichi anche un’aspettativa rispetto ai prezzi.
Ma come si passa da una analisi che indica una possibile salita o discesa dei prezzi a dei target di prezzo veri e propri? Come, dunque, si costruisce la curva dei prezzi attesi? Beh, un elemento che può essere di aiuto è il passato.

Osservare come i prezzi hanno reagito in passato ad una situazione di domanda/offerta analoga a quella ipotizzata dalla nostra view consente di ipotizzare di quanto i prezzi potrebbero salire o scendere rispetto ai prezzi attuali. Ad esempio, se in passato un evento di freddo acuto nel mese di febbraio ha provocato un aumento dei prezzi forward fra il 5% e il 7% rispetto al periodo precedente, è possibile utilizzare questa indicazione per quantificare l’aumento atteso qualora si verificasse una condizione analoga in futuro.

Il lavoro degli analisti, insomma, non è affatto semplice e nonostante l’esperienza, la capacità e gli strumenti migliori è possibile che talvolta una view di mercato non si realizzi a causa di eventi imprevisti. Certo è che la costanza e la continua analisi degli elementi fondamentali consente, nel tempo, di conoscere il mercato e imparare ad interpretarlo, cogliendo le occasioni di risparmio o di guadagno e consentendo un miglior approccio alla gestione dell’energia.

Il tema degli stoccaggi e del livello di riempimento di questi ultimi viene sempre citato, in maniera più o meno approfondita, fra i driver fondamentali dei prezzi di mercato del gas europeo ed italiano.

Ma cosa sono gli impianti di stoccaggio e perché sono così importanti?

E’ appena terminato un anno particolare e anche su energia elettrica e gas ci sono stati grandi scossoni. Qual è la situazione del sistema gas europeo a inizio gennaio? 

Meteo e temperature

L’inverno è finalmente arrivato, e con esso è arrivato il freddo e la neve, almeno in buona parte dei paesi del centro Europa.

Le condizioni meteo di questi primi mesi di inverno sono state ben diverse da quelle che hanno caratterizzato l’ultimo trimestre del 2019.

Le temperature, infatti, sono state spesso più rigide di quanto mediamente non accada fra novembre e dicembre. Questo ha spinto i consumi di gas sia per uso civile che per uso termoelettrico.

Come è tipico del periodo, i prezzi del gas, molto sensibili alle temperature rigide invernali, hanno reagito al rialzo.

Navi LNG

Il freddo è arrivato anche nell’area asiatica ed in particolare in Giappone e Corea del Sud (la cosiddetta area JKM, ovvero Japan and Korean Marker), paesi che utilizzano il gas naturale come primaria fonte per il riscaldamento civile.

Poiché la domanda asiatica di gas (e di conseguenza il prezzo del gas) è aumentata sensibilmente a causa di temperature più basse rispetto alla normale stagionale, le navi di LNG, soprattutto provenienti dal Nord America, sono state dirottate verso l’area JKM, massimizzando i margini dei venditori e diminuendo l’afflusso di LNG in Europa, dove i prezzi sono saliti di conseguenza.

In Europa, a dicembre, le navi in discarica sono state circa la metà delle navi arrivate nel dicembre 2019.

Stoccaggi

Proprio a causa delle temperature rigide, il gas stoccato durante l’estate è stato abbondantemente utilizzato durante l’ultimo trimestre del 2020, al punto che il livello di riempimento degli stoccaggi a fine dicembre è inferiore rispetto all’anno scorso (va però ricordato che il 2019 è stato un anno eccezionale in quanto ad abbondanza di gas in stoccaggio).

Per quanto, dunque, le riserve siano state utilizzate nel corso di novembre e dicembre, i livelli di riempimento degli stoccaggi restano in linea con i valori normali del 2017 e 2018.

Import

I livelli di import europeo via pipeline sono nella norma; su questo fronte una novità, per quanto riguarda l’Italia, è la messa in esercizio del TAP, un tubo che porta il gas dall’ Azerbaijan alla Puglia, passando da Turchia, Grecia, Albania e attraversando il mar Adriatico.

Grazie a questo, si è ridotto il premio che il gas italiano ha sempre avuto rispetto agli altri hub europei (es TTF), diminuendo dunque lo spread e avvicinando il PSV ai mercati più competitivi dell’Europa centrale.

Cosa possiamo aspettarci?

È possibile che la situazione di attuale scarsità di LNG permanga anche nel corso del primo trimestre di gennaio, nonostante siano previste temperature più in linea con i valori medi stagionali sia in Europa che in Asia già a partire da metà/fine gennaio.

Non è escluso, inoltre, che si verifichino picchi di freddo artico di breve durata, che potrebbero portare spike sullo short term.

L’evoluzione della pandemia di Covid e le misure di limitazione degli spostamenti sembrano avere poco grip per quanto riguarda le dinamiche della domanda del gas naturale.