Il mercato europeo del gas funziona?

Il nuovo aumento dei prezzi non trova spiegazione nei fondamentali di mercato e fa sorgere domande sul buon funzionamento del mercato europeo basato sulle contrattazioni agli hub: il sistema è efficiente? Fornisce segnali di prezzo utili a bilanciare il mercato? Porta vantaggi a imprese energetiche e consumatori?

A partire dal 10 ottobre i prezzi del gas agli hub hanno ripreso a salire bruscamente, sia nei valori spot che in quelli a termine. Al PSV le quotazioni spot sono passate dai 34 €/MWh della prima decade ai 48-49 dell’ultima settimana del mese, per un aumento del 43% circa. L’hub italiano ha seguito la dinamica del TTF olandese crescendo nelle medesime dimensioni.

I valori si sono parzialmente ridotti ad inizio novembre, ma dato che i prezzi all’ingrosso si trasferiscono su quelli finali, per il gas consumato nel mese di ottobre sotto il regime di tutela si è registrato un aumento del 12%, di cui l’8% circa in conseguenza del rialzo della materia prima. E ciò dopo il precedente incremento del 5% già registrato in settembre. Ma anche i contratti a prezzo variabile nel libero mercato, in quanto indicizzati al PSV, subiranno aumenti analoghi.

Come riconosciuto anche da molti trader che operano sugli hub, il nuovo aumento dei prezzi non trova spiegazione nei fondamentali di mercato. Infatti, la domanda resta debole in quanto non si registra nessuna ripresa dei consumi industriali e le temperature continuano ad essere sopra la norma.

L’offerta al momento è stabile: 15 le navi GNL in attesa al largo delle coste europee

Inoltre, gli stoccaggi sono pieni e l’offerta – pur in un contesto critico dopo l’ammanco di buona parte del gas russo – rimane stabile e non intaccata dai recenti avvenimenti mediorientali. Tanto che nella prima metà di ottobre una quindicina di navi cisterna cariche di gas liquido hanno iniziato ad aspettare al largo delle coste europee per essere consegnate nei mesi successivi, fungendo da deposito galleggiante, in attesa del momento e della destinazione più propizia.

Infine, sembrano ormai esclusi i rischi che la vertenza sindacale australiana possa privare di volumi disponibili il mercato internazionale del GNL e le novità sull’interruzione del marginale gasdotto estone-finlandese indicano la possibilità che si tratti di un fatto accidentale.

Eppure, le quotazioni europee rimangono su livelli elevati e ciò viene messo in relazione ai timori di un ampliamento del conflitto in Medio Oriente. Sembra che il nervosismo per quello che potrebbe accadere stia prevalendo sui fondamentali reali.

Ma dopo i record dell’estate 2022, quando il prezzo del gas segnò un incremento di 15 volte rispetto alla media degli anni precedenti – variazione di entità mai verificatasi neppure nel mercato petrolifero dai primi del ‘900 ad oggi – le recenti dinamiche e l’estrema volatilità dei valori negli ultimi mesi pongono nuove domande sul buon funzionamento del mercato europeo basato sulle contrattazioni agli hub.

Soprattutto per il fatto che questi prezzi si ripercuotono sui consumatori finali. Se le quotazioni hanno subito un rialzo così consistente sulla base di timori circa eventuali future limitazioni dell’offerta, ci si chiede cosa potrebbe accadere, in una situazione tanto tesa, se invece di un inverno mite come gli ultimi si dovesse affrontare una stagione rigida con periodi prolungati di freddo.

Gli hub del gas: nati per ragioni di sicurezza

In Europa gli hub del gas sono nati come strumento fondamentale per bilanciare fisicamente i volumi nella rete su base giornaliera, quindi per svolgere innanzitutto una funzione di sicurezza. I volumi scambiati sono poi gradualmente cresciuti insieme al numero dei partecipanti alle contrattazioni, che avvengono in strutture regolamentate e con prodotti standard (Exchange o Borse del gas) oppure Over the Counter (OTC).

Gli scambi OTC sono tipicamente costituiti da una rete di acquirenti e venditori e da broker che fungono da intermediari (la negoziazione può avvenire anche in modo bilaterale). Il trading in borsa, invece, avviene su un unico book di ordini centralizzato, dove tutti gli acquirenti e i venditori possono interagire tra loro nello stesso momento. Ormai le negoziazioni avvengono sempre più spesso in borsa piuttosto che OTC, specie al TTF olandese (non ancora al PSV). Come noto, agli hub, esistono prodotti e strumenti finanziari per la gestione del rischio, come i futures, i forward, le opzioni e gli swap.

La domanda che ci si torna a porre è, quindi, se il sistema centrato sugli hub possa essere considerato efficiente, se fornisca segnali di prezzo utili a bilanciare il mercato, se il modello di funzionamento e gli strumenti di gestione del rischio utilizzati dai traders possano portare vantaggi a imprese energetiche e consumatori.

Il sistema degli hub funziona ancora? Il TTF sotto la lente

Riferiamoci al TTF, che è diventato il principale hub del gas europeo e le cui dinamiche condizionano largamente quelle di quasi tutti gli altri. I volumi scambiati all’hub olandese sono aumentati esponenzialmente nel corso degli ultimi 10 anni, la liquidità è cresciuta e le negoziazioni avvengono sempre più spesso in borsa piuttosto che OTC. Nel 2022, al TTF sono stati scambiati complessivamente volumi di gas per 4 mila mld mc (di cui l’83% su Borse), pari al 76% del gas commercializzato in tutti gli hubs europei.  I partecipanti alle transazioni sono stati 275 per 49 tipi di prodotti scambiati.

Il churn ratio del TTF viene considerato intorno a 22. (Il churn ratio è un indicatore di liquidità tipico di ogni mercato delle materie prime dato dal rapporto tra volumi transati e materia prima fisica sottostante; varia a seconda dell’ampiezza dell’area considerata sottostante e/o di influenza dell’hub. In questo caso è considerata sotto l’influenza del TTF un’area compresa da mercato olandese, tedesco, austriaco, belga, francese).

Anche se inferiore all’Henry Hub (40-50) o ai mercati petroliferi, questo valore dell’indice è considerato sufficientemente elevato per esprimere un prezzo significativo e non facilmente manipolabile. Tuttavia, alla luce delle enormi variazioni dei prezzi registrate da due anni a questa parte, i dubbi riguardo la sua efficienza rimangono.

Innanzitutto, osserviamo che il successo del TTF è stato determinato dalla sua posizione centrale rispetto al sistema del gas europeo, dall’essere un punto nodale in cui si concentrano importanti infrastrutture di interconnessione che prima della crisi disponevano di ampia capacità inutilizzata, dall’avere un facile accesso al mercato globale del GNL e con gas proveniente dal più grande giacimento europeo di Groningen.

La presenza di operatori finanziari dovrebbe migliorare la liquidità dell’hub contribuendo a ridurre la volatilità dei prezzi

Alcuni di questi fattori sono però cambiati negli ultimi due anni: la produzione interna olandese è diminuita fino ad azzerarsi per decisione governativa; la capacità inutilizzata delle infrastrutture è diventata sempre più scarsa, fino a congestionarsi, per l’aumento delle importazioni di GNL a seguito della riduzione dei flussi di gas russo verso l’Europa.

Inoltre, il TTF è andato sempre più attirando un’ampia gamma di traders, oltre alle tradizionali utility europee che utilizzano il TTF anche per coprire le loro posizioni fisiche. Sono arrivati ad operare all’hub players asiatici e nordamericani, nonché istituzioni finanziarie e fondi che considerano l’hub un luogo di investimento/speculazione con l’obiettivo di ottenere rendimenti importanti nell’ambito delle variazioni di prezzo.

Come osservato alcuni giorni fa dall’Economist in un pezzo dedicato al trading delle materie prime, “un mondo instabile crea mercati volatili e i mercati volatili generano ricchi profitti”.

I dati mostrano che gli operatori finanziari (Banche e Fondi) rappresentano circa il 30% delle posizioni aperte sul TTF. (Per un trader, una posizione è la conseguenza di un acquisto o di una vendita sul mercato. Posizione aperta è un’operazione che può ancora generare un profitto o una perdita perché ancora attiva sul mercato. Quando una posizione viene chiusa, profitti e perdite vengono realizzati e l’operazione non è più attiva. Per chiudere una posizione aperta, di solito, è necessario invertire l’operazione eseguita per aprirla (vendendo quanto acquistato, o viceversa). In alcuni casi, una posizione aperta viene chiusa automaticamente se ha raggiunto la data di scadenza come può accadere, ad esempio, con i contratti futures).

In linea teorica, la loro presenza dovrebbe migliorare la liquidità dell’hub fungendo da controparte per gli operatori tradizionali del mercato (compagnie energetiche) nella copertura del rischio e contribuendo a ridurre la volatilità dei prezzi. Di fatto, gli operatori finanziari possono però determinare anche un ampliamento della volatilità stessa,portando a momenti in cui i valori divergono dai fondamentali, poiché i fattori tecnici e finanziari diventano sempre più rilevanti nelle strategie di trading.

Tra gli hub europei, il TTF è di gran lunga quello con la quota maggiore di scambi di futures – oltre il 90% dei volumi commercializzati nel 2022 – il che supporta la tesi che esista ormai una prevalenza di trading finanziario piuttosto che di contratti fisici (Heather 2021). L’impressione è che la finanziarizzazione di mercati, che un tempo erano solo fisici, abbia introdotto di fatto un “moltiplicatore della volatilità”, per usare l’espressione di Enzo Di Giulio su RivistaEnergia.it.

It’s the market, stupid?

E a queste osservazioni qualcuno potrebbe rispondere: it’s the market, stupid! Se non fosse che prezzi elevati e volatilità dei mercati all’ingrosso si ripercuotono su imprese e famiglie. Si tenga inoltre conto che nel mercato gas ad un prezzo molto elastico alle variazioni di offerta, corrisponde una domanda molto più rigida rispetto alle variazioni di prezzo.

E tutto ciò coinvolge anche il mercato elettrico, dove è prevalentemente il gas a determinare il prezzo. Infatti, le quotazioni del gas su livelli record “hanno anche drammaticamente messo a nudo quanto l’attuale mercato elettrico fosse inefficiente nel ridurre stabilmente il prezzo del kWh dovuto al minor costo della produzione rinnovabile”, come scritto da GB Zorzoli, tanto da portare l’UE a cercare una riforma del mercato elettrico stesso, recentemente approvata al Consiglio europeo, che ritocca il sistema senza modificarlo strutturalmente.

Lo sviluppo degli hub del gas come punto di incontro di domanda e offerta, che ha spezzato il precedente collegamento del pricing alle variazioni dei prezzi del petrolio, è stato una delle conseguenze del processo di liberalizzazione dell’intera filiera, attuato dall’Unione Europea a partire dalla fine del secolo scorso, al fine di migliorare l’efficienza del mercato a favore dei consumatori.

Il pricing collegato agli hub è meglio del precedente oil linked?

Ma qual è stato il risultato del pricing collegato alle transazioni agli hub rispetto al precedente sistema oil linked che stava diventando obsoleto? Il grafico compara, a partire dal 2012, il prezzo al TTF con quello di un indicatore elaborato da Platts del valore unitario dei vecchi contratti fisici di importazione nel nord ovest europeo indicizzati ai prodotti petroliferi. Come si può notare, per lunghi periodi il prezzo dei contratti oil linked è stato superiore al TTF. Si è trattato di fasi in cui l’abbondanza di offerta ha favorito prezzi bassi. Tuttavia, a partire dalla seconda metà del 2021, il rapporto si è pesantemente e quasi costantemente invertito a causa del mutamento delle condizioni domanda/offerta.

Facendo una semplice media aritmetica dei valori mensili delle due serie storiche in tutto il lungo periodo considerato, risulta un prezzo medio al TFF (31,4 €/MWh) superiore di 3,5 €/MWh all’indice oil linked (27,9 €/MWh). In sostanza, l’esplosione dei prezzi agli hub, avvenuta dall’autunno 2021, ha “divorato” con interessi tutto il vantaggio accumulato nel periodo precedente. I mercati cambiano, a volte in modo imprevedibile e più velocemente di quanto ci si attenda.

Fonte: elaborazioni Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche su dati Platts

Il confronto non vuole in nessun modo sostenere il ritorno ad un modello di indicizzazione ormai superato dai mutamenti dei sistemi energetici, ma porre l’attenzione sui risultati del pricing attuale, dove la carenza di offerta in primis e, presumibilmente, anche le strategie di nuovi players, hanno contribuito alle dinamiche descritte. Viene da chiedersi, inoltre, quali collegamenti rimangono oggi tra prezzi agli hub e i costi effettivi di produzione e movimentazione del gas.

Non abbiamo risposte definitive o soluzioni; il pricing gas è un rebus che rimane aperto e pone semmai nuovi interrogativi. Ciò che appare importante sottolineare è che l’obiettivo primario di un mercato energetico liberalizzato è quello di favorire i consumatori, cosa che evidentemente non sta avvenendo.

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Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici. Collabora con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche.

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Foto: Unsplash