Al termine della riunione del 18 e 19 settembre, il Comitato di politica monetaria della Banca del Giappone ha deciso giovedì mattina di mantenere i tassi di interesse invariati allo 0,50%, il livello più alto dal 2008, in linea con le aspettative della maggior parte dei mercati globali. Si tratta della quinta riunione consecutiva senza modifiche di politica monetaria.

Il risultato del voto ha mostrato sette membri favorevoli a lasciare invariato il tasso di interesse a breve termine, contro due membri che hanno votato per un aumento di 25 punti base.

•Questo voto è “positivo” per lo yen giapponese.

Giovedì la maggior parte delle criptovalute è salita, in seguito alla ripresa della propensione al rischio in seguito alla decisione di politica monetaria della Federal Reserve.

I dati governativi pubblicati oggi hanno mostrato che le richieste iniziali di sussidio di disoccupazione negli Stati Uniti sono diminuite di 33.000 unità, attestandosi a 231.000 nella settimana conclusasi il 13 settembre, segnando il calo settimanale più netto in quasi quattro anni.

Mercoledì la Federal Reserve ha annunciato un taglio dei tassi di 25 punti base, abbassando il range obiettivo dal 4,50% al 4,25%-4,00%, in una mossa ampiamente attesa. La banca centrale ha inoltre previsto altri due tagli prima della fine dell'anno, per un totale di 50 punti base.

Nel frattempo, il 16 settembre gli exchange-traded fund (ETF) di Ethereum hanno registrato deflussi netti pari a 61,74 milioni di dollari, interrompendo una serie di sei giorni di afflussi positivi e segnalando un calo della fiducia degli investitori a breve termine nel secondo asset digitale più grande al mondo.

Secondo i dati di SoSoValue, i deflussi sono stati guidati dal fondo ETHA di BlackRock, che ha registrato riscatti per 20,34 milioni di dollari, mentre il fondo FETH di Fidelity ha registrato deflussi ancora maggiori, pari a 48,15 milioni di dollari.

Per quanto riguarda il trading, Ethereum è salito dell'1,7% a $ 4.594 alle 21:28 GMT su CoinMarketCap.

Quando vediamo i prezzi salire e scendere nelle stazioni di servizio, di solito abbiamo un'idea approssimativa di cosa ci sia dietro a questi cambiamenti. Spesso sono legati alle oscillazioni del prezzo del petrolio, o talvolta a problemi di raffinazione che spingono i prezzi della benzina verso l'alto anche quando i prezzi del petrolio sono stabili. In ogni caso, la gente di solito dà la colpa alle compagnie petrolifere.

I mercati dell'elettricità, tuttavia, sono molto più oscuri. Quest'estate le bollette sono aumentate in molti luoghi, ma le spiegazioni variano a seconda di chi parla: i politici danno la colpa alle leggi sul clima, le aziende di servizi pubblici puntano il dito contro gli ammodernamenti infrastrutturali e gli analisti sottolineano la volatilità dei prezzi del gas naturale. La verità è molto più complessa della filiera della benzina. I prezzi dell'elettricità sono determinati da una serie di fornitori di carburante, produttori di energia, gestori di rete, enti regolatori e investitori, ognuno dei quali aggiunge i propri costi, incentivi e rischi.

In un sistema concepito per essere competitivo e trasparente, la grande domanda rimane: chi controlla davvero il prezzo dell'elettricità negli Stati Uniti?

Una macchina per la determinazione dei prezzi multistrato

La verità è che non è un singolo ente a stabilire i prezzi dell'elettricità. Sono invece il prodotto di una catena di eventi, con costi che passano attraverso più livelli prima di arrivare alla bolletta mensile.

Fornitori di carburante: la mano invisibile

Gas naturale, carbone, uranio e fonti rinnovabili determinano il costo di base della generazione. Quando i prezzi del gas aumentano – a causa di condizioni meteorologiche, geopolitiche o domanda di esportazione – di solito seguono anche i prezzi dell'elettricità. Anche nei mercati ad alta intensità di energie rinnovabili, il gas spesso determina il prezzo marginale che bilancia domanda e offerta.

Produttori di energia – gli offerenti

I produttori indipendenti e gli impianti di proprietà delle utility presentano offerte sui mercati all'ingrosso. Le loro offerte tengono conto del combustibile, della manutenzione e dei rendimenti richiesti. Nelle regioni competitive, i produttori sopravvivono o falliscono in base ai prezzi di mercato. Negli stati regolamentati, il prezzo di costo maggiorato protegge molti impianti dalle oscillazioni dirette del mercato.

Operatori di rete: gli ingegneri del mercato

Le Organizzazioni di Trasmissione Regionale (RTO) come PJM, ERCOT e CAISO gestiscono mercati giornalieri e in tempo reale. Distribuiscono per prime l'energia più economica, gestiscono la congestione e mantengono l'affidabilità della rete. I loro algoritmi di determinazione del prezzo marginale basato sulla localizzazione possono far salire i prezzi durante i picchi di domanda o quando le linee di trasmissione incontrano dei vincoli.

Utilità: il livello di distribuzione

Le aziende di servizi pubblici acquistano energia all'ingrosso e la distribuiscono a famiglie e aziende. Negli stati regolamentati, recuperano i costi tramite contenziosi tariffari presentati alle autorità di regolamentazione. Nei mercati deregolamentati, agiscono come intermediari di passaggio, con una capacità limitata di aumentare i prezzi.

Regolatori – i guardiani

Le Commissioni statali per i servizi pubblici approvano le tariffe, i piani di recupero del capitale e i rendimenti consentiti. Possono rallentare gli aumenti dei prezzi, ma raramente li bloccano completamente se legati ai costi del carburante o delle infrastrutture. A livello federale, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) supervisiona le norme sulla trasmissione interstatale e sul mercato all'ingrosso.

Gli investitori: i giocatori nascosti

Gli azionisti si aspettano rendimenti costanti e dividendi prevedibili. La loro pressione influenza l'allocazione del capitale, la definizione dei prezzi e le scelte progettuali, spesso indirizzando le utility verso grandi progetti ad alta intensità di capitale che garantiscano il recupero dei costi, anche quando esistono soluzioni più economiche.

Perché i prezzi oscillano

I prezzi dell'elettricità sono notoriamente volatili e le ragioni vanno oltre la domanda stagionale:

Costi del carburante: il gas naturale continua a determinare il prezzo marginale nella maggior parte dei mercati statunitensi. Un'ondata di freddo nel New England o un'ondata di caldo in Texas possono far schizzare alle stelle i prezzi nel giro di poche ore.

Meteo: le condizioni estreme spingono la rete al limite più spesso. In ERCOT, i meccanismi di determinazione dei prezzi di scarsità possono innescare picchi massicci anche durante brevi periodi di carenza di fornitura.

Colli di bottiglia infrastrutturali: linee di trasmissione congestionate e interconnessioni regionali deboli isolano i mercati. La tariffazione della congestione può far aumentare le tariffe locali anche quando la produzione di energia è abbondante altrove.

Progettazione delle politiche: i mercati della capacità, la fissazione del prezzo del carbonio e gli obblighi sulle energie rinnovabili influenzano le offerte dei produttori e il recupero dei costi delle utility. Le politiche che accelerano la decarbonizzazione possono aumentare i costi a breve termine prima di generare risparmi a lungo termine.

Struttura del mercato: le utility verticalmente integrate offrono prezzi più stabili, ma mancano di concorrenza. I mercati al dettaglio deregolamentati offrono scelta, ma espongono i consumatori alla volatilità all'ingrosso, spesso senza coperture efficaci.

Lezioni da mercati diversi

I mercati dell'elettricità rivelano il loro vero carattere durante le crisi. Tre esempi mostrano come la progettazione e la dipendenza dal combustibile producano risultati molto diversi:

Texas (ERCOT): Prezzi di scarsità in regime di deregolamentazione

La tempesta invernale Uri del 2021 ha messo a nudo le vulnerabilità di ERCOT. Con interconnessioni minime con altri stati e senza un mercato della capacità, ERCOT ha fatto affidamento sui prezzi di scarsità per mantenere attivi i generatori. I prezzi all'ingrosso sono schizzati a 9.000 dollari per MWh, mandando in bancarotta decine di rivenditori e caricando i consumatori di fatture retroattive. I proprietari di asset flessibili hanno ricavato enormi profitti. Da allora i legislatori hanno discusso le riforme, ma il compromesso fondamentale tra libertà di mercato e affidabilità rimane.

California (CAISO): energie rinnovabili, incendi boschivi e rischi

L'aggressiva espansione delle energie rinnovabili in California ha creato dinamiche uniche. I surplus di energia solare a mezzogiorno spingono i prezzi all'ingrosso verso il basso, per poi impennarsi nel picco serale. Se si aggiungono le passività per gli incendi boschivi, evidenziate dal fallimento di PG&E nel 2019, le tariffe al dettaglio sono tra le più alte del Paese. I programmi di tariffazione in base all'orario di utilizzo e di risposta alla domanda mirano ad attenuare i picchi, ma la volatilità persiste. Gli investitori intravedono opportunità di innovazione, ma con elevati rischi normativi e climatici.

New England (ISO-NE): vincoli di gas e picchi invernali

Nonostante le politiche energetiche progressiste, il New England fa molto affidamento sul gas naturale in inverno. I gasdotti limitati costringono a fare affidamento sul GNL importato a prezzi globali, che possono aumentare vertiginosamente durante le ondate di freddo. I mercati della capacità forniscono un certo margine di sicurezza, ma gli shock dei prezzi continuano a verificarsi. A gennaio 2022, i prezzi all'ingrosso hanno superato i 200 dollari per MWh nonostante l'ampia capacità di generazione, il che sottolinea come la logistica del combustibile, non la generazione, possa rappresentare il vincolo vincolante.

Vincitori e vinti

La determinazione del prezzo dell'elettricità non è solo un recupero dei costi, ma un trasferimento di valore tra i soggetti coinvolti.

Vincitori:

Servizi di pubblica utilità: negli stati regolamentati, ottengono rendimenti garantiti sui progetti di investimento, che si tratti di ammodernamenti della rete, espansioni della trasmissione o contatori intelligenti.

Produttori indipendenti: gli impianti a gas flessibili e le risorse di accumulo a batteria traggono enormi vantaggi dalla volatilità.

Investitori in infrastrutture: dai fondi pensione al private equity, raccolgono rendimenti costanti, spesso indicizzati all'inflazione, dalle linee di trasmissione e dalle energie rinnovabili, finanziati da consumatori che potrebbero non rendersi conto di dove vanno a finire i loro soldi.

Perdenti:

Consumatori: le famiglie sopportano il peso della volatilità. Non hanno strumenti di copertura, il che le espone a shock energetici e politici. Le grandi industrie ottengono risultati migliori con la generazione in loco, la risposta alla domanda e i contratti a lungo termine.

I decisori politici devono trovare un equilibrio tra accessibilità economica, affidabilità e decarbonizzazione. Quando le riforme si bloccano o le infrastrutture sono in ritardo, ne pagano il prezzo politico.

L'illusione del controllo

Si potrebbe essere tentati di pensare che i prezzi dell'elettricità riflettano semplicemente la domanda e l'offerta, ma la realtà è molto più complessa e coordinata. Dai mercati dei carburanti alle autorità di regolamentazione, il sistema è stratificato e intricato. I consumatori credono di pagare l'elettricità, ma stanno anche finanziando progetti infrastrutturali, obiettivi politici e rendimenti per gli investitori.

Per gli investitori, la lezione è chiara: i vincitori sono coloro che capiscono la "danza", individuando gli asset con garanzia di recupero dei costi, anticipando i cambiamenti normativi e coprendo la volatilità. Per tutti gli altri, il prezzo dell'elettricità rimane un obiettivo in movimento.

I prezzi dell'elettricità non vengono imposti. Vengono negoziati. E ci sono molte parti in causa al tavolo.

I prezzi del rame sono scesi durante le contrattazioni di giovedì, estendendo le perdite iniziate allo Shanghai Futures Exchange, dove hanno registrato i livelli più bassi in più di una settimana, in un contesto di maggiore offerta dalla Cina, il più grande consumatore di rame al mondo.

Secondo Reuters, il contratto sul rame più attivo sullo Shanghai Futures Exchange è sceso al di sotto del livello psicologico chiave di 80.000 yuan (11.256,51 dollari) per tonnellata, con un calo dell'1,35% a 79.600 yuan per tonnellata.

Nella sessione di giovedì, i futures sul rame più attivi sul London Metal Exchange sono scesi dello 0,4% a 9.960,50 dollari a tonnellata, dopo aver toccato mercoledì il minimo delle ultime due settimane a 9.925 dollari.

Ciò è avvenuto dopo che i dati ufficiali hanno mostrato che la produzione cinese di rame raffinato è aumentata del 15% su base annua ad agosto, avvicinandosi al suo massimo storico.

Nel frattempo, l'indice del dollaro statunitense è salito dello 0,6% a 97,4 punti alle 15:28 GMT, dopo aver raggiunto un massimo di 97,6 punti e un minimo di 96,8 punti.

Per quanto riguarda le contrattazioni negli Stati Uniti, i future sul rame di dicembre sono scesi dello 0,8% a 4,59 dollari alla libbra alle 15:18 GMT.