Jp morgan energia e la guerra
La guerra in Iran ha innescato una grave crisi energetica globale, interrompendo circa il 20% dell'offerta di GNL e facendo schizzare i prezzi del petrolio a circa $100 al barile. Di fronte a questo scenario, JP Morgan ha individuato vincitori e vinti, evidenziando come l'incertezza spinga i governi ad aumentare la spesa pubblica.
Le conseguenze sul settore energetico
- Rialzo dei prezzi: Con il blocco delle forniture iraniane, i prezzi del gas europeo (TTF) hanno registrato picchi ben superiori ai livelli pre-conflitto, rendendo strutturalmente più costose le bollette energetiche per famiglie e imprese.
- Rinnovabili ed Efficienza: Le utility europee ne hanno beneficiato grazie all'aumento dei prezzi dell'energia, che rende ancora più conveniente l'investimento a lungo termine nelle rinnovabili e nelle fonti energetiche interne.
Le strategie di investimento di JP Morgan
Gli analisti della banca statunitense hanno delineato i settori più resilienti e redditizi da cavalcare durante l'escalation
- Energia nordamericana: Le società di esplorazione, produzione e raffinazione del Nord America, insieme alle infrastrutture di GNL (Gas Naturale Liquefatto), stanno colmando il gap di offerta lasciato dal conflitto.
- Difesa e Cybersecurity: I titoli legati agli armamenti e alla protezione delle infrastrutture critiche sono indicati come i principali beneficiari della crescente spesa militare.
La visione macroeconomica dell'amministratore delegato
Jamie Dimon, CEO di JP Morgan, ha lanciato un allarme globale sottolineando come le tensioni geopolitiche, unite al conflitto in Medio Oriente, rappresentino un rischio senza precedenti per l'economia internazionale. Tuttavia, la maggiore spesa da parte degli Stati ha evitato finora crolli sistemici, sostenendo i mercati finanziari americani
I prezzi dell'energia dei prossimi tre anni come saranno?
I prezzi dell'energia nei prossimi tre anni saranno caratterizzati da una forte volatilità strutturale e medie storiche elevate, influenzati dal premio al rischio geopolitico, dalla riorganizzazione delle rotte di approvvigionamento e dalla transizione energetica. Il petrolio è atteso tra 85 e 105 dollari al barile, con il gas naturale (TTF) stabilmente sopra i 40€/MWh a causa della dipendenza dal GNL, mentre le reti elettriche subiranno pressioni per i costi di ammodernamento. L'analisi indica la necessità per imprese e famiglie di prepararsi a tariffe elevate e alla gestione del rischio di picchi invernali. Maggiori dettagli sulle analisi di mercato sono disponibili su JP Morgan.
La disponibilità complessiva rimarrà stabile senza rischi di interruzioni critiche, ma i prezzi si manterranno su medie storicamente elevate e soggetti a forte volatilità stagionale.
La ristrutturazione delle catene di approvvigionamento globali e la velocità di installazione delle fonti verdi definiranno i tre comparti principali in modo differente.
1. Gas Naturale (GNL e TTF)
- Disponibilità garantita dal GNL: La sicurezza degli approvvigionamenti è solida grazie alla massiccia espansione della capacità di esportazione di Gas Naturale Liquefatto dagli Stati Uniti e dal Qatar. Non si prevedono problemi strutturali di scarsità.
- Prezzi rigidi all'ingiù: L'allontanamento definitivo dal gas russo via tubo ha legato a doppio filo l'Europa ai mercati globali del GNL. Questo si traduce in prezzi del TTF strutturalmente più alti rispetto al passato, stimati stabilmente sopra i 40€/MWh, con forte vulnerabilità a picchi stagionali durante i mesi invernali.
2. Energia Elettrica (E.E.)
- Disponibilità e stabilità della rete: La disponibilità fisica di energia elettrica non è in discussione. La sfida si sposta sulla flessibilità e sulla gestione dei flussi per integrare i picchi di produzione intermittente delle rinnovabili.
- Prezzi trainati dal gas: Nonostante la crescita delle rinnovabili, il gas rimarrà spesso la fonte marginale che determina il prezzo finale dell'elettricità sulle borse europee. Di conseguenza, le tariffe elettriche resteranno elevate, appesantite anche dai massicci costi di ammodernamento delle reti di distribuzione che si rifletteranno sulle componenti tariffarie.
3. Rinnovabili (Solare ed Eolico)
- Disponibilità in fortissima crescita: La capacità installata di fotovoltaico ed eolico continuerà a registrare record di crescita, spinta dalle politiche di decarbonizzazione e dalla necessità di indipendenza energetica dei governi europei.
- Costi di generazione in calo, ma con l'incognita stoccaggio: Il costo di produzione puro della tecnologia (LCOE) continuerà a scendere, garantendo energia a basso costo nelle ore di picco produttivo (generando talvolta prezzi zonali azzerati o negativi). Tuttavia, il costo finale per l'utente integrerà i costi degli investimenti necessari nei sistemi di accumulo (batterie) per stabilizzare la rete quando manca il sole o il vento.
- I titoli azionari delle utility che beneficeranno maggiormente della transizione.
- Le strategie per coprirsi dal rischio volatilità nei contratti di fornitura aziendali.
La convenienza di un contratto di fornitura di energia elettrica a portafoglio su base triennale, effettuando un fixing anticipato sulle scadenze future (Cal 2028 e Cal 2029), dipende strettamente dal profilo di rischio della tua azienda e dall'attuale configurazione della curva dei prezzi forward.
Per fornire una raccomandazione finanziaria concreta, occorrono calcoli precisi e una strategia di hedging su misura, ma tuttavia alcuni vanno considerati dati fondamentali sul contesto tecnico e commerciale dell’impresa.
Dettagli specifici per decidere
La gestione di un portafoglio energetico non è mai standardizzabile. Per capire se bloccare i prezzi adesso sulle Cal 28 e 29 sia una mossa vincente o un azzardo economico, è necessario incrociare le aspettative di mercato con i tuoi vincoli operativi:
- La tolleranza al rischio di budget: Un fixing anticipato totale elimina l'incertezza (vantaggio di stabilità), ma ti esclude da potenziali ribassi di mercato. Se il tuo settore ha margini ridotti, la certezza del costo potrebbe valere un premio rispetto al prezzo di mercato.
- La stagionalità e il profilo di prelievo: le scadenze Cal rappresentano una media annua (baseload o peakload). Se i consumi sono fortemente concentrati in determinati mesi o fasce orarie, un fixing generico sulle Cal potrebbe non proteggerti efficacemente o costare troppo.
- Le condizioni contrattuali dei clic di acquisto: I contratti a portafoglio prevedono soglie minime di consumo per l'attivazione dei "clic" (fixing parziali
- Domande chiave per definire la strategia
Per elaborare un'analisi di convenienza finanziaria personalizzata e simulare una strategia di acquisto a passaggi (tranches), occorre:
- Il volume di consumo annuo stimato dell’azienda (in MWh) e come è distribuito (es. lineare tutto l'anno, picchi estivi, lavorazione prevalentemente diurna/notturna)?
- Quali sono i prezzi Forward attuali (Cal 28 e Cal 29) che il fornitore sta proponendo per il fixing
Aggiornamento 11/06/2026
I prezzi del gas naturale in Europa sono saliti ulteriormente fino a 50,3 €/MWh, raggiungendo il livello più alto delle ultime tre settimane, a causa dell’escalation delle tensioni tra Stati Uniti e Iran, che rischia di compromettere i tentativi di porre fine al conflitto.
Gli Stati Uniti hanno effettuato nuovi attacchi contro diversi obiettivi in territorio iraniano per il secondo giorno consecutivo, dopo che il presidente Donald Trump ha accusato Teheran di rallentare i negoziati di pace. In risposta, l’Iran avrebbe chiuso completamente lo Stretto di Hormuz al traffico marittimo e colpito due navi in transito in questo passaggio strategico. Questa nuova fase di scontri segue un precedente attacco statunitense, avvenuto in rappresaglia per l’abbattimento di un elicottero americano al largo dell’Oman, responsabilità che Washington attribuisce all’Iran. Il riaccendersi delle ostilità aumenta il rischio di interruzioni prolungate nei flussi energetici, considerando che lo Stretto di Hormuz gestisce circa un quinto delle forniture globali di GNL. Per l’Europa, la principale preoccupazione resta riempire le riserve di gas prima dell’inverno, in un contesto in cui le tensioni geopolitiche riducono l’offerta globale e rendono più intensa la competizione per assicurarsi i carichi di GNL.
PUN spot 127.23 €/MWh
PSV spot 51.94 €/MWh
PUN media Giugno MTD 132.65 €/MWh
PSV media Giugno MTD 50.71 €/MWh
Questo argomento sarà sviluppato prossimamente
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