QUADRO GENERALE
Il 2021 è iniziato all’insegna dell’incertezza su diversi fronti. Da un lato l’instabilità climatica e le temperature particolarmente al di sotto delle medie stagionali (sia in Europa che in America e in Asia), che in più occasioni nel corso dei primi due mesi dell’anno hanno caratterizzato fortemente le dinamiche dei prezzi delle commodities energetiche; dall’altro la pandemia, che tutt’oggi, ad un anno esatto dall’inizio del primo lockdown, a causa della ripresa dei contagi continua ad affliggere la società e l’economia globale.
Al contrario di quanto si sperava al termine dell’anno scorso, quest’anno non sembra prospettarsi come un anno semplice, né dal punto di vista della domanda di energia, né dal punto di vista dell’offerta, né del contesto economico e geopolitico. I nuovi indirizzi regolatori europei, in accordo all’ormai noto New Green Deal, continuano a plasmare profondamente il futuro energetico influenzando i prezzi delle materie prime. Inoltre, l’insediamento del presidente Biden, succeduto a Trump, dovrebbe portare a cambiamenti, oltre che di natura politica interna, anche e soprattutto nell’approccio alla politica estera di uno dei paesi che per presenza ed “ingombro” internazionale non è ancora secondo a nessuno.
TEMI RILEVANTI
CO2 verso i 40 eu/ton
L’orientamento ufficiale dell’Unione Europea, marcatamente sensibile alle tematiche ambientali e sempre più favorevole all’irrigidimento delle misure di limitazione delle emissioni di gas serra, con particolare cura ai ritocchi del meccanismo ETS, ha indotto il mercato a consolidarsi intorno ad una view decisamente rialzista sui titoli di emissione.
Se all’inizio dell’anno il mercato EUA ha attraversato una fase laterale ed interlocutoria, “incastrato” in un range definito tra i 32 e 35 (dec21) euro tonnellata, in una manciata di giorni, nel mese di febbraio, ha compiuto un balzo che lo ha portato a toccare la soglia dei 40 euro tonnellata. Le ragioni di questo rally anomalo e repentino sembra siano da ricercarsi nel massiccio afflusso di capitali provenienti da investitori speculativi con un’ottica di lungo termine e prevalentemente estranei al mercato EUA.
L’EUA può effettivamente rappresentare per banche e money managers un asset appetibile per diversificare i propri portafogli, oltre che un modo semplice per posizionarsi basandosi sul convincimento che il commitment politico europeo circa le tematiche ambientali, prima o poi, si debba necessariamente tramutare in una riduzione ex lege dell’offerta di titoli in circolazione a fronte di una domanda in crescita.
Situazione supply LNG
Nel corso del quarto trimestre dell’anno scorso avevamo già rilevato di come le temperature rigide anomale in Asia avessero causato una corsa agli approvvigionamenti di LNG, attraendo, grazie alla maggiore marginalità offerta dal JKM rispetto agli hub europei, numerose navi destinate alla discarica nei terminali di rigassificazione locali.
La dinamica dei prezzi che ha caratterizzato la fine del 2020 si è estesa e riproposta anche nei primi mesi di quest’anno, ulteriormente aggravata dalle temperature molto al di sotto della media che hanno caratterizzato la metà di gennaio in tutta Europa. Il prezzo del gas, dopo aver raggiunto il picco a metà gennaio, ha iniziato a ritracciare senza mai riportarsi, però, ai valori sperimentati durante l’anno scorso quando, a onor del vero, l’effetto lockdown-covid aveva fortemente depresso la domanda.
Gli arbitraggi tra Europa e Asia, che segnalano la convenienza ipotetica di una discarica di LNG in un hub situato nella prima o nella seconda area di mercato, mostrano che sin dalla seconda meta di marzo il location spread dovrebbe ritornare a valori normali. C’è quindi da attendersi che, al netto di altri accadimenti che possano stravolgere questo quadro, le navi di LNG tornino molto presto a fluire regolarmente verso l’Europa, ricostituendo lo zoccolo duro di flessibilità del sistema gas nostrano.
Disponibilità nucleare in Francia
Continua dall’anno scorso la problematica delle manutenzioni del parco di generazione nucleare Francese. EdF già durante lo scorso anno, a causa del covid-19, si è vista costretta a riprogrammare il piano di manutenzione delle proprie centrali nucleari, “sforando” con manutenzioni ancora da effettuare proprio nel periodo dell’anno in cui la domanda elettrica risulta più accentuata, ovvero l’inverno.
In particolare, le manutenzioni che si sarebbero dovute effettuare di norma durante il periodo estivo si sono protratte sino ai primi mesi di quest’anno. La media di produzione dalla prima alla nona settimana di quest’anno si è attestata infatti al di sotto dei 50 GW medi per la prima volta nella storia. Questa situazione anomala, che ha influenzato i prezzi dell’energia, si è poi parzialmente ricomposta verso la fine di febbraio grazie anche alle temperature più miti; siamo infatti ormai in un periodo in cui il picco termico è alle spalle (le temperature medie normalmente sono già in fase crescente).
La Cina ‘banna’ il carbone australiano
Gli sviluppi delle indagini da parte del governo australiano, aperte alla fine dello scorso anno sulle cause e sull’origine della pandemia, sono stati interpretati dal governo cinese come una implicita attribuzione di responsabilità. Questo ha avuto come prima conseguenza il deterioramento delle relazioni diplomatiche tra i due paesi e, in seguito, ha condotto all’applicazione da parte della Cina di misure di riduzione dell’importazione di beni australiani.
Tra le dodici categorie merceologiche prese di mira spiccano anche materie prime energetiche chiave durante la stagione invernale come il carbone. La Cina ha dunque riprogrammato le proprie linee di approvvigionamento attingendo per i propri bisogni energetici da altri canali e paesi. In particolare oltre ai paesi geograficamente più vicini, la Cina si è rivolta al Sud Africa, notoriamente tra i principali paesi esportatori di thermal coal del bacino atlantico, il quale si è visto aprire la “via d’oriente” peraltro poco battuta in passato dalle navi in uscita dal terminale di Richards Bay.
La domanda cinese, tuttavia, scaricandosi su un hub di esportazione normalmente rivolto a fornire carbone all’Europa, ha avuto l’effetto di sostenere i prezzi di mercato e, complici le temperature particolarmente fredde in Asia, di trattenere il premio acquisito durante l’ultimo quarto del 2020 anche per la prima parte del 2021, per poi iniziare un timido ritracciamento verso la fine di gennaio.
Impatto climatico sui prezzi
Durante la metà del mese di gennaio tutta l’Europa si è vista stringere in una morsa di freddo che ha portato le temperature a scendere di diversi gradi sotto le normali stagionali, causando una crescita dei prezzi con un pattern simile a quanto già osservato durante febbraio del 2018. Per chi ne ha memoria, durante la metà di febbraio del 2018 un’ondata di freddo proveniente da est aveva invaso l’Europa causando notevoli disagi e un aumento straordinario dei prezzi del gas e dell’energia elettrica.
Durante gennaio un rallentamento dei venti del vortice polare, che normalmente trattiene l’aria fredda a latitudini prossime al Polo Nord, ha provocato la “discesa” dell’aria fredda a latitudini più basse, riuscendo a lambire non solo il sud Europa ma anche parte dell’Asia orientale, inclusi Giappone e Corea (tra i paesi che esprimono la più alta domanda di LNG). I prezzi dell’energia elettrica, del gas e delle commodities energetiche in generale durante questo particolare evento sono saliti repentinamente segnando valori record sia in Europa che in Asia.
Per quanto fino ad oggi la frequenza di questo tipo di evento metereologico fosse piuttosto bassa, negli ultimi anni il riscaldamento terrestre ha alterato gli equilibri delle dinamiche climatiche globali, aumentandone di fatto la probabilità di accadimento.
EVOLUZIONE FUTURA DEI MERCATI
Le caratteristiche di mercato che hanno determinato il movimento prevalentemente rialzista dei prezzi alla fine dello scorso, si sono protratte anche nei primi due mesi del 2021, trattenendo il premio acquisito durante il Q4 e causando un ulteriore rialzo dei prezzi energetici. È evidente che anche durante quest’ultima parte dell’inverno la componente climatica resterà di grande importanza ma, man mano che ci si approssima all’inizio della primavera, il rilassamento dei fondamentali dovrebbe agevolare un ribasso dei prezzi.
La grande variabile di quest’anno tuttavia è la CO2 il cui prezzo, guidato spesso da fattori di natura più speculativa che fondamentale, potrebbe costituire un elemento di disturbo rispetto al quadro ribassista che caratterizza di solito la primavera. Infatti, in contrasto con i driver bearish, come il rilassamento stagionale delle condizioni metereologiche, della domanda elettrica e di gas naturale, il prezzo della CO2 influenzerà pesantemente l’energy complex europeo, sostenendone i prezzi e impedendo l’approfondimento al ribasso verso livelli più coerenti con i valori dei fondamentali.
Per tutto il Q2, pur in un quadro generalmente bearish, permane dunque il rischio di spike rialzisti che potrebbero essere ulteriormente amplificati dal fatto che gli operatori, che generalmente prendono posizione sui fondamentali (bearish in questo caso), possano trovarsi spiazzati da una CO2 che riserverà molte sorprese di natura regolatoria almeno fino alla fine dell’anno in corso (revisione del meccanismo MSR, integrazione del sistema ETS UK e pubblicazione da parte dell’UE delle regole di implementazione del nuovo cap2030).
