L’energia non è più una commodity

Per la teoria economica classica una commodity è per definizione un bene omogeneo, fungibile, il cui prezzo si forma su un mercato sufficientemente liquido da rendere irrilevante l’identità del venditore o del compratore: un megawattora di energia elettrica, in questa visione, vale lo stesso indipendentemente da dove sia stato prodotto, e l’unica variabile rilevante è il prezzo a cui viene scambiato. Questa rappresentazione ha guidato per decenni le scelte di approvvigionamento energetico delle imprese, riducendo la decisione a un confronto tra fornitori sulla base del prezzo unitario, con l’origine della fonte, la rotta attraverso cui raggiungeva l’impresa e la stabilità politica del paese produttore trattate come dettagli ininfluenti rispetto alla fungibilità del bene finale. Le ultime puntate di questa serie hanno già mostrato perché questa rappresentazione abbia smesso di funzionare: l’energia non ha cambiato natura fisica, ma ha smesso di essere fungibile dal punto di vista del rischio che porta con sé, e un’unità di energia che attraversa lo Stretto di Hormuz non è più equivalente, in termini di costo atteso complessivo, a un’unità prodotta su un impianto nazionale, anche quando il prezzo nominale alla consegna è identico.

Per comprendere perché questo cambiamento sia strutturale e non congiunturale, è utile distinguere tre dimensioni lungo cui l’energia ha smesso di comportarsi come una commodity, e che corrispondono a tre filoni già percorsi separatamente in questa serie. La dimensione geopolitica è quella più diretta, e la quinta puntata di questa serie ne ha offerto un esempio concreto: la sicurezza dei punti di passaggio attraverso cui l’energia viaggia, gli stretti marittimi, i gasdotti, le interconnessioni elettriche transfrontaliere, è tornata una variabile rilevante per il prezzo, dopo decenni in cui veniva data per scontata. La dimensione industriale riguarda invece le decisioni di localizzazione produttiva: un numero crescente di imprese, soprattutto nei settori a elevata intensità energetica, sta iniziando a valutare la sicurezza dell’approvvigionamento come un criterio di scelta della sede produttiva accanto al costo del lavoro e alla prossimità ai mercati di sbocco, un’inversione rispetto alla logica degli ultimi trent’anni descritta nella prima puntata di questa serie, in cui la localizzazione seguiva quasi esclusivamente il costo marginale più basso. La dimensione finanziaria, infine, riguarda il modo in cui la volatilità del costo energetico si traduce in un fattore di rischio creditizio: un’impresa la cui marginalità dipende in modo significativo dal prezzo dell’energia, e che non dispone di strumenti di copertura adeguati, presenta oggi agli occhi di una banca un profilo di rischio diverso da un’impresa equivalente ma protetta da contratti a termine o da una quota di autoproduzione, esattamente il tipo di valutazione prospettica descritta nella terza puntata di questa serie a proposito della bancabilità.

È in questa terza dimensione che si misura con maggiore precisione il cambiamento di status dell’energia: da costo operativo a fattore che entra nella valutazione strutturale dell’impresa da parte di chi le fornisce capitale. Una linea di credito, un contratto di fornitura a un grande committente, una valutazione di rating implicito condotta da un partner commerciale prima di stringere un accordo pluriennale, incorporano sempre più spesso una domanda che dieci anni fa sarebbe stata considerata fuori luogo: quanto è esposta questa impresa a una variazione improvvisa del costo energetico, e quanto è in grado di assorbirla senza che si traduca in un default sui propri impegni. La risposta a questa domanda non dipende soltanto dal volume di energia consumato, ma dalla struttura contrattuale con cui quell’energia viene acquistata: un contratto interamente indicizzato al mercato spot genera un profilo di rischio molto diverso da un contratto a prezzo fisso pluriennale, anche a fronte dello stesso volume e dello stesso fornitore.

Esiste però un punto che la narrazione corrente sulla transizione energetica tende a trascurare, e che merita di essere affrontato con la stessa cautela analitica applicata in questa serie ad altri temi apparentemente risolti: la diversificazione verso fonti rinnovabili riduce l’esposizione ai chokepoint fossili descritti nella quinta puntata di questa serie, ma non elimina il rischio di concentrazione, lo trasferisce su un insieme diverso di materiali e fornitori. La produzione di pannelli fotovoltaici, di turbine eoliche e soprattutto di batterie dipende da terre rare e minerali critici la cui estrazione e raffinazione sono concentrate in un numero molto limitato di paesi, con una intensità di concentrazione spesso superiore a quella che caratterizza il mercato petrolifero globale. Un’impresa che sostituisse interamente la propria dipendenza dal gas mediorientale con una dipendenza equivalente da componenti il cui approvvigionamento è concentrato in un numero ancora più ristretto di fornitori non avrebbe ridotto il proprio rischio strutturale, lo avrebbe semplicemente spostato su una filiera meno visibile e, in molti casi, meno compresa da chi la utilizza. La strategia energetica corretta non è quindi sostituire una fonte di concentrazione con un’altra, ma applicare alla scelta energetica lo stesso principio di diversificazione e di visibilità della propria esposizione descritto nella quarta puntata di questa serie a proposito della concentrazione di clienti, banche e fornitori.

Questo chiarisce perché la strategia energetica non possa più essere delegata, come è avvenuto per decenni in molte imprese italiane di dimensione media, a una funzione di approvvigionamento isolata, con il mandato implicito di minimizzare il costo unitario senza ulteriori vincoli. Le decisioni che oggi qualificano una strategia energetica come tale, la quota di autoproduzione attraverso impianti propri, la struttura contrattuale di copertura tra prezzo fisso e prezzo variabile, la diversificazione tra fornitori e tra fonti, l’esposizione valutaria implicita nei contratti indicizzati a benchmark internazionali, sono decisioni che intersecano contemporaneamente la pianificazione finanziaria, la valutazione del rischio creditizio e, in alcuni settori, la scelta stessa della localizzazione produttiva. Trattarle come una sottocategoria della funzione acquisti significa lasciare che vengano prese senza il coordinamento con le altre funzioni che dovrebbero, insieme, definire il profilo di rischio complessivo dell’impresa.

L’implicazione operativa, per un’impresa italiana di dimensione media, non consiste necessariamente nell’investire in produzione energetica propria, scelta che ha senso solo per un sottoinsieme di settori e di profili di consumo, ma nel sottoporre la propria struttura di approvvigionamento energetico alla stessa domanda già proposta per il rischio relazionale nella quarta puntata di questa serie: quale quota dei propri costi energetici è oggi esposta a una variazione improvvisa di prezzo senza alcuna forma di copertura, e quale livello di quella esposizione l’impresa è in grado di sostenere prima che si traduca in un problema di marginalità o, nei casi più gravi, di continuità operativa. È una domanda che richiede il coinvolgimento congiunto di chi acquista l’energia, di chi gestisce la finanza dell’impresa e di chi ne valuta la sostenibilità di medio periodo, non una decisione che possa essere presa correttamente da una sola di queste funzioni in isolamento.

La prossima puntata di questa serie cambierà registro per affrontare una trasformazione di natura diversa, ma collegata allo stesso filo conduttore: non la scarsità di energia o di prevedibilità, ma la ridistribuzione del valore economico provocata dall’intelligenza artificiale, un fenomeno che la narrazione pubblica riduce quasi sempre a una domanda sull’occupazione, mentre la domanda più rilevante per un’impresa riguarda chi, lungo la catena del valore, riuscirà effettivamente a catturare i benefici di questa trasformazione.