Riusciranno i mercati finanziari e la borsa a dare una scossa al fotovoltaico in Italia?

 

Riusciranno i mercati finanziari e la borsa a dare una scossa al fotovoltaico in Italia

L’interesse nel commercio di energia ha ripreso ultimamente, così sostengono gli operatori di mercato. Ciò nonostante, il mercato rimane gravato da sfide, tra cui la mancanza di liquidità e dell’eccesso di offerta nel bel mezzo di una crisi economica.

L’Italia non è il mercato più grande e più fiorente, ma sta crescendo. Recentemente, il mercato ha segnato un afflusso d’interesse da parte di operatori del mercato finanziario, con crescenti opportunità di mercato che richiamano l’attenzione dei grandi giocatori finanziari. Le banche come Barclays, Goldman Sachs e Bank of America Merrill Lynch stanno tutte tenendo sott’occhio l’Italia con rinnovato vigore. Più in generale, i partecipanti al mercato europeo di energia da sempre osservano il mercato italiano visto l’enorme potenziale di crescita, che potrebbe addirittura, secondo molti, invertire il trend dei mercati dell’energia elettrica europei che ormai è sempre più “una linea piatta”.

 

Kevin McDermott, direttore londinese nel campo dell’energia europea presso l’internazionale agenzia di cambio Tullett Prebon, dice che il mercato elettrico italiano sta guadagnando l’attenzione di operatori finanziari che prevedono nuove opportunità di crescita specialmente se abinati con i ricavi in ​​calo ad altre parti d’Europa. “I commercianti che si sono concentrati sui propri mercati di riferimento hanno spostato la messa a fuoco e abbiamo visto aziende che tradizionalmente vedevano l’Italia da un punto di vista di “servizio al cliente” ormai guardarla avendo in mente più un punto di vista speculativo, dal momento che sembra essere un’area di potenziale crescita per riuscire a integrare i ricavi che non provengono più dalla Germania. Quindi stiamo valutando il mercato di energia italiano che secondo noi sta diventando sempre più popolare non solo ai nostri occhi ma anche agli occhi dei nostri clienti”.

Tuttavia, la mancanza di liquidità sul mercato sta in questo periodo frenando lo sviluppo e alcuni tra gli operatori di mercato dicono che questo problema deve essere affrontato se lo scopo sarà quello di migliorare e facilitare l’attività di copertura da parte delle locali imprese energetiche.

 

 

“Giochi” di Borsa.

01Il mercato elettrico italiano è diviso tra il mercato dell’elettricità “pronta”, che comprende il “giorno prima”, i mercati “intraday” e quelli “accessori”, e i mercati in “future” quotati sia dentro borsa che fuori borsa. Dei due, il mercato OTC rimane la forza dominante (I Mercati Over the Counter, in breve mercati OTC, sono caratterizzati dal non avere i requisiti riconosciuti ai mercati regolamentati. Sono mercati la cui negoziazione si svolge al di fuori dei circuiti borsistici ufficiali). Addirittura gli operatori di mercato stimano che meno del 10% dei volumi totali nel campo dell’energia sono negoziati in borsa.

L’afflusso d’interesse da parte degli operatori di mercati finanziari potrebbe cambiare il volto del mercato dell’elettricità italiano. Al momento, i principali attori del mercato sono quelli che hanno bisogno di comprare o vendere energia fisica, ci svela Jason Curtis, direttore del dipartimento di energia orientale e italiana presso la “Tradition” un’internazionale agenzia di cambio, con sede a Londra. Tuttavia, egli prevede che questo cambierà, dal momento che l’aumento della liquidità in elettricità fisica favorisce una maggiore partecipazione degli investitori. “Mentre vi è, ovviamente, un po’ di speculazione in corso, è principalmente determinata da flussi puramente fisici. La speculazione c’è e ovviamente aumenterà con l’aumentare della liquidità. Il mercato finanziario non è così liquido come il mercato fisico, ma non c’è molta distanza da percorrere tra i due”, aggiunge Curtis.

L’aumento della partecipazione delle banche ha portato a una sorta di mancata corrispondenza quando si trovano controparti accettabili, dal momento che il mercato elettrico italiano è stato tradizionalmente guidato da “utilities”, che preferiscono il commercio di beni “fisici” per la copertura dei loro investimenti. Mentre le utilities optano per i forward “fisici”, le banche in genere commerciano in forward finanziari contro il cosiddetto Prezzo Unico Nazionale, o unico prezzo di mercato.

La prossima fase di sviluppo sono le “opzioni”, un prodotto di nicchia che alcuni broker (agenti di cambio) hanno recentemente iniziato a offrire ai propri clienti. Al momento, il commercio può essere condotto solo da alcuni partecipanti ma Fabrizio Barderi, capo di vendita all’ingrosso, con sede a Roma, dell’italiana compagnia di utilità Enel, pensa che ciò potrebbe costituire la prossima frontiera del mercato. Una volta che i partecipanti locali acquisiscono familiarità con forward e future OTC, avrebbe senso avere un mercato di “opzioni” più attivo, afferma. “Al momento, la maggior parte dei giocatori locali non hanno familiarità con questi strumenti, quindi sarebbe strano per qualcuno di loro “coprire” la propria posizione con le “opzioni” e non utilizzare degli “swap” o delle transazioni fisiche. Ma una volta che il mercato degli swap sarà ben consolidato e avremo un mercato liquido, il passo successivo sarà quello di mettere in funzione anche un mercato di “opzioni”. Lo sviluppo sarà una conseguenza dei giocatori (attualmente “fisici”) che acquistano una familiarità più grande con questo tipo di strumenti, utilizzandoli non solo per il commercio di specialità, ma anche per la copertura degli investimenti”.

Nonostante l’ottimismo, alcuni partecipanti vedono la mancanza di un già fiorente mercato di scambio oppure commerciale, come un problema che deve essere superato. Attualmente, i futures italiani di energia elettrica sono negoziati sull’Italian Derivatives Energy Exchange (una divisione della Borsa Italiana con sede a Milano), che è di proprietà del London Stock Exchange Group. “In Italia, il problema è che non abbiamo uno scambio paragonabile a tutte le altre borse in Europa“, afferma Luca Musicco, direttore di rischio finanziario per la compagnia produttrice di cemento, Italcementi Group, con sede anch’essa a Milano. “La borsa italiana di energia funziona perché c’è un prezzo di regolamento a fine di ogni giornata e può essere considerato un buon indicatore, in quanto è in linea con il “vero” prezzo dell’energia italiana. Ma in realtà non è possibile “bloccare” una parte del vostro rischio direttamente in borsa e non si può pianificare un trimestre o fissare un calendario, perché la liquidità non c’è“, spiega Musicco.

Il mercato elettrico italiano è diverso da molti dei suoi vicini europei essendo un mercato prevalentemente OTC e avendo un mix energetico che si basa su una maggiore quota di produzione termoelettrica. A differenza di altri mercati europei, come quelli di Francia e Germania, per esempio, non ha produzione nucleare. I partecipanti dicono che la posizione del paese presenta sfide e opportunità. Anche se la relativa immaturità dei mercati finanziari significa che c’è spazio per la crescita, la crisi economica e la crisi del debito europeo hanno colpito l’Italia peggio di altri paesi, segnando un calo nella domanda di energia e possibilmente limitando l’ulteriore sviluppo del mercato. “La crisi economica generale ha colpito l’Italia in un modo enorme, quindi ha avuto un impatto importante sulla domanda di energia”, dice Barderi dell’Enel. “La domanda dopo la crisi economica del 2009 non riprese mai ai livelli registrati pre-crisi“.

 

 

Vediamo un po di dati.

Riusciranno i mercati finanziari e la borsa a dare una scossa al fotovoltaico in Italia 03Nel 2011, la domanda totale di energia elettrica in Italia era arrivata a 334 terawattore (TWh). Da gennaio ai primi di ottobre 2012, la domanda di energia elettrica era pari a 162TWh, segnando una diminuzione del 2,1% rispetto allo stesso periodo nell’anno precedente. Insieme i livelli di domanda in ribasso e l’eccesso di capacità di produzione stanno rendendo le cose difficili per le imprese che producono energia, molte delle quali costruivano turbine a gas a ciclo combinato (CCGT), negli anni prima della crisi economica. Tali impianti finirono fuori servizio poiché le sovvenzioni per le energie rinnovabili sono cresciute esponenzialmente ed è stata data la priorità alle fonti rinnovabili, spiega Ivanhoe Romin, responsabile della gestione dell’energia alla società di trading di energia “EGL Italia”, a Genova. “Le energie rinnovabili sono il futuro e tutta l’Europa si sta muovendo verso un loro piu ampio impiego, ma i grandi incentivi dati dal governo hanno modificato la “via” dell’elettricità in Italia. Hanno distrutto così il prezzo delle CCGT“.

A causa d’incentivi favorevoli e tariffe feed-in, vi è stato un forte aumento delle energie rinnovabili durante gli ultimi anni, con una crescita dell’8% in capacità rinnovabile nel 2011, in particolare, nella produzione di energia solare fotovoltaica. L’Italia in precedenza aveva alcune delle più generose tariffe feed-in (circa 18 centesimi dell’euro per megawattora), ma queste ormai sono state ridotte al minimo.

Il governo italiano ha progressivamente ridotto i sussidi per la produzione fotovoltaica in tutta una serie di “conti” per l’energia fotovoltaica ed è adesso nella sua quinta iterazione nota anche come “Conto Energia V”. Secondo un portavoce del Gestore dei Servizi Energetici, il gestore della rete elettrica italiana, il governo dovrà attendere che il limite annuale in materia di sovvenzioni nella legislazione attuale venga raggiunto prima di decidere o meno di cedere ulteriori sovvenzioni ai produttori di energia fotovoltaica. Il limite attuale è di € 6,7 miliardi e dovrebbe essere stato raggiunto già dalla fine del primo trimestre del 2013.

 

Concorrenza

Microsoft Word - Figure 2Lunghi tempi di attesa per i permessi per costruire nuova capacità in Italia significavano che le unità di CCGT e le fonti rinnovabili si sovrapponessero, qualcosa che alla lunga ha già portato alla fase di mercato eccedentario. Come per gli altri mercati europei, la crescita della capacità delle rinnovabili ha significato più volatilità a breve termine, mentre nel frattempo il governo riduceva gli incentivi per la costruzione di nuovi impianti di energia rinnovabile e tentava (in vano sinora) di negoziare un potenziale meccanismo di pagamento della capacità (raggiunta) entro il 2017. Tale meccanismo di “capacity payment” ridurrebbe il rischio di energia intermittente associata alle fonti rinnovabili.

L’aumento della produzione di energia da fonti rinnovabili che arrivo nella rete elettrica nel corso degli ultimi anni ha avuto un impatto sul trading dell’energia. In particolare, si è ridotto lo spread tra i prezzi della “potenza di base” e dei prezzi della “potenza di picco”, che ha segnato in passato la preferenza dei partecipanti al mercato per la negoziazione dei contratti. A differenza del gas o del carbone, la produzione di energia elettrica da pannelli solari viene in pratica gratis una volta che sono installati, causando i prezzi della “potenza di picco” del carico di crollare bruscamente quando le condizioni atmosferiche lo consentono. “La produzione fotovoltaica ha causato il crollo dei prezzi di “picco”. In passato, l’elettricità a livello di potenza “base” e “picco” aveva diversi agenti di prezzo e mi ricordo quando a momenti quella di picco era pari a 30 o 40 euro più di quella base“, ricorda Romin di EGL. “I livelli attuali sono molto vicini al “carico di base” e per molte ore, soprattutto quando la domanda è molto bassa, il prezzo del picco a volte va addirittura sotto il livello del carico di base”.

Dall’inizio del 2012, le imprese hanno venduto il “carico di picco” in modo molto aggressivo e, di conseguenza, il prezzo di consumo durante le ore di picco rimane basso. A partire da inizio ottobre, il “carico di picco” in Italia è stato solo di 9 euro in più dell’elettricità di base, un premio molto basso considerando i 13 euro di differenza che segnano Francia e Germania.

Mentre lo spread tra carico di energia elettrica di base e di picco e diminuito, c’è stato un fuggi fuggi massiccio dall’uso di contratti di consumo elevato, secondo McDermott. “I prezzi del carico di picco sono sempre meno venduti come prodotti e il carico di base viene usato come prodotto commerciale primario adesso. Noi commerciavamo sia il carico di base sia di picco, alla pari, ma ora non più. I contratti di carico di picco continuano a commerciare con scadenze più lunghe, ma questi ormai costituiscono solo il 15-20% di quelli base” ha aggiunto.

Anche se le energie rinnovabili hanno fatto sentire la propria presenza, il gas naturale domina il mix energetico in Italia, seguito dal carbone. Nel complesso, la maggior parte della produzione nazionale proviene da fonti termiche, compresi gas naturale, carbone e olio combustibile, con il 14% proveniente da fonte idroelettrica e il 13% da fonti rinnovabili. Nel 2011 l’Italia ha importato circa 45.7 TWh, o 13,7%, della sua energia elettrica, in base al sistema di trasmissione Terna. Il resto, cioè 288 TWh, o 86,3% è stato soddisfatto dalla produzione nazionale.

Dal momento che la produzione di energia in Italia si basa fortemente sul gas naturale, quest’ultimo tende a essere la fonte di energia che assume il ruolo di pietra miliare nel mercato, il che spiega i prezzi sempre più alti visti in Italia rispetto ad altri paesi europei. Nella maggior parte dei contratti, c’è un “premio” di 25-35 euro.

I cambiamenti dunque nel mercato del gas hanno un grande impatto sul mercato dell’energia“, dice Barderi della Enel. In particolare, l’importante ruolo giocato dal gas naturale significa che la scarsa liquidità nei mercati del gas ha un effetto negativo sulla liquidità del mercato di energia. Se la liquidità nei mercati locali di gas dovesse crescere, il mercato elettrico italiano ne gioverebbe di sicuro, egli afferma. “Abbiamo bisogno di un vero e proprio punto di riferimento il che non è ancora arrivato. C’è un po’ di liquidità nello PSV (Punto di Scambio Virtuale o Punto di Scambio Virtuale, l’hub italiano del gas) e sta segnando un aumento nella correlazione con altri hub del gas europeo. Ma non c’è liquidita, quindi al momento ci sono un sacco di incertezze, specialmente circa il possibile punto di riferimento per il gas. E per questo il mercato di energia in Italia è influenzato, perché gli è necessario il commercio di gas come sostegno”.

 

 

Mercato unico europeo dell’energia elettrica.

Simile all’effetto della crescita delle rinnovabili, la spinta verso un mercato unico europeo dell’energia elettrica è un altro trend dell’intero continente che ha un effetto particolare sul mercato italiano. L’Italia ha accoppiato il proprio mercato con quello della Slovenia nel 2011, ma non vi è stato un enorme impatto; secondo gli operatori di mercato italiani proprio perché il mercato dell’elettricità slovena è relativamente piccolo. La prova più grande arriverà quando l’Italia si unirà con altri paesi, osserva Marco Valentini, direttore milanese alla Poyry Energy Consulting. Secondo i piani della Commissione europea per gli accoppiamenti energetici, Italia e la Slovenia si uniranno a fine 2013 o all’inizio del 2014 a un mercato più ampio. “Dal momento che il mercato italiano è già diviso in sette zone, sarà una questione di replicare quest’ accoppiamento del mercato interno a una regione più ampia” continua Valentini.

Egli non vede problemi per le imprese italiane che cercano di competere in un mercato più integrato, perché la maggior parte di loro sta già partecipando in altri mercati d’importazione di energia come per esempio dalla Francia e/o dalla Svizzera. “Un settore che sarà molto interessante si avverà se e quando le connessioni fisiche della rete cresceranno. Poi, magari esportare in Italia sarebbe molto più facile, quindi la partecipazione ad altre piattaforme (trading di energia) sarà più facile sotto un punto di vista fisico”, aggiunge Valentini.

Un prezzo unico europeo dell’energia elettrica segnerà però la fine per l’accoppiamento. Valentini afferma che la chiusura delle centrali nucleari in Germania e Svizzera rischia di portare a prezzi più elevati la potenza nel resto d’Europa, avvicinandoli ai livelli più costosi già visti nel mercato italiano. Ma pensa che la possibilità di una vera convergenza sia improbabile in un prossimo futuro.

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