Una delle domande più inflazionate dell’ultimo periodo è “ma avremo il gas per questo inverno?”. La risposta non è un “SI’” o un “NO” semplice e sicuro, ma piuttosto un...
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Una delle domande più inflazionate dell’ultimo periodo è “ma avremo il gas per questo inverno?”. La risposta non è un “SI’” o un “NO” semplice e sicuro, ma piuttosto un “teoricamente sì, ma…”.
Infatti, affinché il gas sia sufficiente per superare l’inverno senza problemi, una serie di fattori che riguardano sia la domanda che l’offerta si dovranno incastrare nel modo corretto, consentendo alla domanda di esser coperta dai diversi elementi del supply sia a livello totale del periodo, sia sulle punte di consumo.
Partendo dalle diverse componenti dell’offerta, un elemento decisamente positivo è il livello di riempimento raggiunto dagli stoccaggi europei. Nonostante il limite minimo imposto dall’UE (da raggiungere il 1° novembre 2022) fosse l’80%, il livello medio europeo a metà ottobre ha già superato il 92%, con l’Italia addirittura oltre il 94%. La quantità di gas immagazzinata per l’inverno dunque è vicina al massimo tecnico (la capacità massima degli stoccaggi) e questo dovrebbe coprire una quota non trascurabile dell’offerta europea per l’inverno (nel nostro scenario base almeno 62,7 bcm, terminando la stagione di erogazione con circa il 30% di gas negli stoccaggi).
Un ulteriore elemento dell’offerta di gas naturale è costituito dai flussi di gas via tubo, che nel nostro scenario base dovrebbero coprire circa 73,1 bcm. Sebbene il gas russo ormai sia solo una minima parte del gas importato in Europa, una definitiva e totale chiusura del rubinetto di Gazprom è ancora una possibilità. Nel nostro scenario base ipotizziamo un inverno in cui i flussi di gas russo siano a zero, mentre sulle altre direttrici di importazione (Norvegia, Sud Africa, Azerbaijan) i flussi siano abbondanti e costanti come sono stati fino ad oggi.
Altro elemento dell’offerta, sempre più pivotale per l’Europa, è l’import di gas naturale liquefatto via nave (LNG). Grazie all’alto livello dei prezzi che ha caratterizzato il mercato gas continentale nel corso dell’estate, l’Europa è riuscita ad attirare volumi record di LNG, elemento che ha contribuito alla disponibilità del gas da iniettare in stoccaggio. Guardando all’inverno, al momento i prezzi europei rimangono attrattivi rispetto ad altri mercati globali, in particolar modo rispetto al mercato asiatico, e questo dovrebbe consentire di mantenere l’import di LNG abbondante per tutti i mesi invernali (stimiamo che fino a marzo possano arrivare almeno 75,8 bcm via nave, utilizzando a pieno la capacità di rigassificazione europea).
Infine, la produzione di gas europea , che nel nostro scenario base copre circa 39,3 bcm, dovrebbe mantenere invariato il pattern di tendenziale riduzione della produzione nel sito olandese di Groningen.
Per quanto riguarda la domanda europea, nello scenario esposto si ipotizza che la domanda gas invernale sia ridotta almeno del 15% secondo quanto definito dalla Commissione Europea, con una domanda risultante di circa 246,8 bcm totali (la domanda di riferimento è la media degli ultimi 4 anni). Questa ipotesi di domanda fa riferimento a un inverno climaticamente nella norma, senza temperature rigide prolungate.
Con gli elementi fin qui descritti, il bilancio fisico del gas naturale mostra un netto positivo, ovvero il gas disponibile dovrebbe essere più che sufficiente a coprire la domanda.
Innanzitutto, un elemento che può compromettere la capacità del sistema gas europeo di superare l’inverno sono le temperature dei prossimi mesi. Qualora l’inverno fosse particolarmente rigido, la domanda di gas per uso civile sarebbe sicuramente superiore rispetto a quanto ipotizzato nello scenario base, azzerando il già scarso livello di flessibilità del sistema.
E’ poi indispensabile che le riduzioni della domanda previste siano effettivamente attuate; una riduzione di domanda inferiore alle attese richiederebbe l’utilizzo di risorse extra la cui disponibilità non è garantita.
Inoltre, va sottolineato che nello scenario base, in relazione all’import di gas naturale sia via pipeline che via nave, i flussi sono ipotizzati pressoché al massimo. In particolare, rispetto all’LNG, questo significa che per tutto l’inverno il mercato europeo dovrà risultare attrattivo e che la domanda asiatica non entrerà in competizione con quella europea. Questo dipenderà però dalle temperature che si verificheranno nel corso dell’inverno: qualora in area Giappone/Corea del Sud si verificasse una stagione particolarmente rigida, la domanda sostenuta di LNG potrebbe supportare i prezzi asiatici, innescando una competizione con l’Europa per le navi spot disponibili e potenzialmente drenando risorse dal mercato europeo.
Insomma, sebbene ci siano le premesse per essere cautamente ottimisti, sono molte le variabili che dovranno bilanciarsi nel corso dei prossimi mesi e che determineranno l’andamento dell’inverno appena iniziato. Inoltre, va sottolineato come l’esito dell’inverno sarà determinante non solo per i prezzi (e gli eventuali shortage di gas) nei prossimi mesi, ma anche per il corso dell’intero 2023. Il livello di flessibilità residua a fine stagione, infatti, determinerà il quadro dei fondamentali nel corso dell’estate, periodo in cui dovranno essere ripristinati gli stoccaggi per l’inverno successivo.
L’origine dell’aumento dei prezzi energetici in Europa viene attribuito all’interruzione dei flussi di gas provenienti dalla Russia a causa della situazione geopolitica in...
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L’origine dell’aumento dei prezzi energetici in Europa viene attribuito all’interruzione dei flussi di gas provenienti dalla Russia a causa della situazione geopolitica in Ucraina. Questo è vero, ma solo in parte.
Se è certo che la situazione del sistema gas europeo si è aggravata a causa del deterioramento dei rapporti con la Russia a causa della guerra, è vero anche che a livello di sistema elettrico abbiamo attraversato quest’anno una vera e propria tempesta perfetta.
La progressiva diminuzione dei flussi di gas russo e la corsa ad accaparrarsi forme di approvvigionamento alternative sono state il leitmotiv di un’estate caratterizzata da una produzione idroelettrica così scarsa da segnare un record storico e da una produzione nucleare in Francia altrettanto storicamente mai così bassa.
Se la prima condizione può essere ottimisticamente vista come una contingenza climatica che (si spera) non si ripeterà, quantomeno non allo stesso livello di gravità, la seconda invece è sintomo di un problema strutturale ormai conclamato e dalle caratteristiche più definitive che temporanee.
L’Europa centrale ha fatto per anni affidamento sull’output del parco di generazione nucleare francese, talmente abbondante e poco costoso da aver costituito nel tempo una quota stabile dell’energia utilizzata nei paesi limitrofi, Italia inclusa.
Il fatto che buona parte delle centrali d’oltralpe siano state costruite oltre 35 anni fa rende sempre meno affidabile l’output nucleare e, di conseguenza, sempre meno stabile l’equilibrio elettrico del centro Europa.
Se negli scorsi 10 anni la produzione nucleare francese si è attestata mediamente intorno ai 400 TWh, per quest’anno la stima è di poco meno di 300 TWh, quasi 100 TWh in meno rispetto alla media dello scorso decennio.
Ha molto pesato anche il fatto che la diminuzione della disponibilità dell’output per quest’anno non fosse totalmente preventivata a inizio anno da EDF ma sia stata rettificata nei mesi scorsi, quando il tema del gas russo era ormai fonte di diffusa preoccupazione, contribuendo a sostenere i prezzi.
Certo, questo tema non è nuovo o inaspettato, ma la concomitanza fra la situazione di crisi sul gas e la mancanza di affidabilità delle centrali francesi ha chiaramente creato le basi per un aumento importante non solo dei prezzi ma anche della volatilità dei mercati.
Ora che è iniziato ufficialmente il Q4 gli occhi sono puntati sulle rampe di riaccensione delle varie centrali che sono state soggette a manutenzioni (per lo più programmate) nel corso dell’estate (da grafico è evidente come l’entrata a piena potenza del parco nucleare francese sia previsto fra novembre e dicembre).
Proprio i timori che il rientro delle diverse centrali possa subire ritardi o che ci siano altri outage non programmati a ridurre la disponibilità del nucleare in inverno continua a sostenere i prezzi forward francesi su dicembre22 e sul Q1-23, ovvero i mesi in cui, con la morsa del freddo, la domanda di gas è superiore.
Riuscire a ottenere l’output previsto da EDF consentirebbe alla Francia, e di conseguenza ai paesi limitrofi, di limitare l’utilizzo del gas naturale per la produzione termoelettrica; in caso di ulteriori problemi e dunque di mancata produzione nucleare, il ricorso al gas naturale sarebbe ovviamente l’alternativa di più rapida implementazione.
Per l’inverno entrante, dunque, è necessario considerare che l’impatto di eventuali problemi delle centrali francesi potrebbe essere causa di rialzi nervosi e improvvisi, sia sui prezzi forward che sui prezzi spot, soprattutto se in concomitanza con un set di fondamentali bullish.
La condizione di obsolescenza del parco nucleare francese, d’altra parte, è ormai strutturale, tant’è che anche le previsioni per il 2023 sono state riviste al ribasso da EDF.
Se, dunque, c’è da sperare che la crisi del gas europea possa avere una soluzione nel medio termine, la situazione del nucleare francese sembra destinata a subire sempre più gli effetti del tempo che passa; a meno di investimenti consistenti per costruire nuove centrali, infatti, le problematiche legate alla sicurezza degli impianti continueranno ad impattare il livello di affidabilità dell’output, rendendo maggiormente volatili i prezzi elettrici del centro Europa.
A maggio, la Spagna ha approvato il decreto legge 10/2022 che stabilisce temporaneamente un meccanismo di aggiustamento dei costi di produzione dell'energia per ridurre il prezzo...
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A maggio, la Spagna ha approvato il decreto legge 10/2022 che stabilisce temporaneamente un meccanismo di aggiustamento dei costi di produzione dell'energia per ridurre il prezzo dell'elettricità sul mercato all'ingrosso, comunemente noto come "tetto del gas".
Si tratta di uno strumento normativo che mira a ridurre il prezzo marginale dell'elettricità nei mercati all'ingrosso della penisola iberica e, in ultima analisi, a promuovere una riduzione dei prezzi al dettaglio sostenuti da tutti i consumatori finali di elettricità.
Come? Limitando il prezzo del gas per i produttori di elettricità con questa risorsa. Questa opzione viene ora presa in considerazione per il resto dell'Europa, poiché ha portato a un notevole calo dei prezzi dell'elettricità rispetto ad altri mercati europei.
Innanzitutto, è importante sapere che il tetto massimo del prezzo del gas è stato stabilito per alcuni impianti di produzione di energia elettrica, principalmente a ciclo combinato, al fine di evitare il diffondersi dell'aumento del prezzo del gas al mercato dell'elettricità nel suo complesso, ed è applicato ai consumatori della penisola iberica. Di conseguenza, il prezzo finale dell'elettricità è più basso di quello che sarebbe stato in assenza di questo limite sul gas.
Sebbene venga applicato un prezzo massimo, i costi reali per i produttori di gas sono imputati al mercato; é il mercato a stabilire il meccanismo di aggiustamento, ossia la remunerazione aggiuntiva che riceveranno per coprire i loro costi reali e garantire che la generazione di elettricità non li danneggi economicamente.
In linea di massima, la misura utilizza una formula matematica che limita il costo del gas consumato dalle centrali termoelettriche. Il costo viene trasferito nelle gare, che stabiliscono il prezzo sul mercato all'ingrosso dell'elettricità, noto anche come pool. Stabilisce un prezzo di riferimento del gas di 40 €/MWh per sei mesi (a partire dalla sua entrata in vigore), che aumenta successivamente di 5 €/MWh al mese, fino ad arrivare a 70 €/MWh, in modo che ci sia una convergenza verso la normalità.
Pertanto, possiamo distinguere l'effetto sugli attori del settore come segue;
Mentre paesi come l'Italia e la Francia, quest'ultima con la chiusura del nucleare, vedono i loro prezzi dell'elettricità superare a volte i 500 €/MWh, in Spagna il prezzo è contenuto dal tetto del gas.
Sebbene nelle prime settimane della sua entrata in vigore il prezzo di mercato spagnolo abbia raggiunto i 250 €/MWh, incoraggiando le voci che mettevano in guardia sull'inefficacia del meccanismo, dopo l'ondata di caldo che il Paese ha subito, il tetto al prezzo del gas si è rivelato vantaggioso per i consumatori, in quanto rispetto ai prezzi di altri Paesi la bolletta energetica è più conveniente.
L'"isola energetica" che il tetto al prezzo del gas ha creato non avvantaggia solo Spagna e Portogallo. Dalla sua entrata in vigore, la Francia ha massimizzato l'acquisto di elettricità dalla penisola iberica, sfruttando la capacità di interconnessione per ottenere parte dell'energia dalla Spagna e ridurre così il prezzo di acquisto dell'elettricità sul mercato all'ingrosso. Ciononostante, l'effetto è molto ridotto se si considera che la percentuale maggiore di acquisti è quella nazionale. Secondo i dati di REE, la Francia sta ottenendo una riduzione insignificante (circa il 2,5%) del costo dell'elettricità.
Si può quindi estrapolare (approssimativamente) che un meccanismo generale in Europa avrebbe lo stesso effetto, con i paesi vicini che ne beneficerebbero attraverso le interconnessioni elettriche.
Tuttavia, ogni mercato dell'energia è unico a causa delle caratteristiche delle sue infrastrutture elettriche, della sua capacità di generazione con fonti rinnovabili e altre risorse, nonché della capacità dei suoi collegamenti elettrici con i Paesi vicini. Anche il funzionamento del mercato, sebbene simile in tutta Europa, non è esattamente lo stesso di Spagna e Portogallo.
Se il vecchio continente applicasse un meccanismo come l'"eccezione iberica", gli effetti sarebbero diversi in ogni paese. In primo luogo, la Spagna ha interconnessioni elettriche solo con la Francia, quindi l'effetto di riduzione della bolletta si applica solo alla Francia. Nel caso dei Paesi dell'Europa centrale, con connessioni a più Paesi, l'effetto di riduzione sarebbe diversificato e tutti i Paesi cercherebbero di massimizzare gli acquisti attraverso le interconnessioni per ridurre il prezzo dell'elettricità. Questo potrebbe portare a una mancanza di offerta in uno dei mercati, quello esportatore, se non dispone di una capacità di generazione sufficiente a soddisfare la propria domanda e quella dei Paesi vicini.
Pertanto, per quanto riguarda le interconnessioni, esse dovrebbero essere regolamentate a livello europeo se si dovesse introdurre un meccanismo come il gas cap. La Spagna è un'isola energetica, ma il resto del continente, ad eccezione dell'Italia in una certa misura, non lo è.
Un altro punto da considerare è la percentuale di generazione in ciascuna matrice energetica. Un Paese in cui il ciclo combinato ha una quota molto elevata avrebbe un costo di aggiustamento molto alto (prezzo reale del gas - prezzo del meccanismo) e, se trasferito sulle bollette dei consumatori, queste aumenterebbero tanto quanto senza il meccanismo, come è successo in Spagna durante la prima ondata di calore.
In questi casi, il meccanismo di aggiustamento dovrebbe essere remunerato in altro modo rispetto all'applicazione della differenza tra i due prezzi del gas ai consumatori, ad esempio attraverso i profitti inattesi generati negli ultimi mesi per le tecnologie convenzionali come l'idroelettrico o il nucleare, ad esempio.
Sebbene sia urgente contenere i prezzi dell'elettricità in Europa, soprattutto in vista del prossimo inverno, la soluzione risiede nella massiccia diffusione di tre tecnologie: le energie rinnovabili, lo stoccaggio e l'idrogeno verde.
L'energia rinnovabile abbassa i prezzi di mercato, poiché il costo di produzione dell'elettricità con le rinnovabili è attualmente il più competitivo tra tutte le tecnologie che possono generare elettricità.
L'implementazione dell'accumulo di energia permetterebbe di gestire la capacità dei parchi eolici e fotovoltaici che possono generare elettricità quando non c'è domanda. Questo potrebbe essere immagazzinato e immesso in rete quando necessario, con conseguente riduzione dei prezzi finali dell'elettricità.
L'idrogeno verde è un sostituto naturale del gas naturale per alcune applicazioni, come quelle dell'industria metallurgica o della ceramica. L'uso di questo combustibile sostituisce la necessità di richiedere gas naturale, abbassando il prezzo del gas naturale per altri usi, come la generazione di elettricità attraverso i cicli combinati.
Con queste tre tecnologie, la riduzione del prezzo dell'energia sarebbe molto maggiore e si raggiungerebbe la totale indipendenza energetica rispetto ai combustibili fossili, in particolare al gas russo.
Siamo appena entrati nel nuovo anno termico, nonché nell’inverno gas ‘22/’23, e molte sono le incognite per quanto riguarda la situazione energetica europea. La escalation...
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Siamo appena entrati nel nuovo anno termico, nonché nell’inverno gas ‘22/’23, e molte sono le incognite per quanto riguarda la situazione energetica europea.
La escalation geopolitica e gli importanti aumenti dei prezzi di gas ed energia elettrica hanno generato quella che a tutti gli effetti può esser definita una emergenza energetica generale e dalle molte conseguenze.
La prima conseguenza, molto discussa anche su giornali e tv, riguarda la possibile scarsità di gas per l’inverno entrante che dipenderà da come i diversi elementi fondamentali della domanda e dell’offerta si combineranno nel corso dei prossimi mesi.
Al di là della disponibilità di materia prima, però, le conseguenze più evidenti finora sono dovute all’impatto dei costi energetici sulle famiglie e sulle imprese. La spesa per gas ed energia elettrica è diventata per molti insostenibile e questo rischia non solo di impoverire i consumatori domestici ma anche e soprattutto di distruggere il tessuto industriale europeo, provocando potenzialmente una crisi economica generalizzata.
Non solo i consumatori sono in sofferenza, ma anche gli operatori del mercato, ed in particolar modo i fornitori, si trovano in una situazione di difficoltà senza precedenti. L’impatto dei prezzi alle stelle ha reso la gestione dell’attività di vendita estremamente onerosa dal punto di vista finanziario e incredibilmente rischiosa dal punto di vista del credito.
L’aumento della morosità in tutti i segmenti di consumatori, insieme all’incremento degli importi delle bollette, sta comportando per i fornitori la necessità di ridurre le dimensioni dei propri portafogli e arginare i rischi ad esso connessi.
Per questo motivo, molti clienti, in particolar modo quelli con fabbisogni elevati di gas o energia elettrica, a maggior ragione se con bassa affidabilità creditizia, sono oggi nella situazione di non riuscire a trovare facilmente un fornitore disposto ad approvvigionarli. L’ovvia conseguenza sarà una uscita massiccia di consumatori dal mercato libero e l’incremento dei volumi serviti in ultima istanza o salvaguardia.
Questa situazione perigliosa ha ovviamente richiesto numerosi interventi da parte dell’Unione Europea, che da mesi sta intervenendo attraverso l’erogazione di fondi per gli Stati Membri a supporto delle famiglie più in difficoltà e delle imprese (soprattutto energivore/gasivore).
Nel corso dell’estate gli sforzi della Commissione Europea si sono concentrati sulla messa in sicurezza del sistema gas europeo per l’inverno, da un lato, e sul reperimento dei fondi necessari per incrementare il supporto economico ai consumatori dall’altro.
Fra tutti, alcuni interventi come l’obbligo di raggiungere un livello minimo riempimento degli stoccaggi entro il primo di novembre di ogni anno, avranno un impatto anche nel medio/lungo termine.
Infatti il livello, che per quest’anno è fissato al 80%, per gli anni prossimi sarà innalzato al 90%, imponendo dunque una regola duratura per l’utilizzo degli stoccaggi. Altri avranno una applicazione limitata nel tempo, come la riduzione della domanda di gas (-15%) per l’inverno prossimo venturo o la riduzione della domanda elettrica su alcune ore selezionate (-5%).
Entrambe queste misure hanno l’obiettivo di ridurre il gas consumato nel corso dell’inverno appena iniziato imponendo, la prima, l’adozione da parte dei diversi Stati Membri di misure di carattere volontario come il servizio di interrompibilità o aste per la riduzione dei consumi, la seconda, istituendo l’obbligo di identificare alcune ore (che coprano almeno il 10% di ogni mese) in cui i prezzi potrebbero essere più elevati e in cui diminuire i consumi elettrici. Inoltre è stato fissato anche un ulteriore target (-10%) da raggiungere sulla domanda elettrica complessiva attraverso interventi a carattere volontario.
Altre misure temporanee importanti sono state approvate a settembre per reperire i fondi necessari a finanziare gli interventi a supporto delle famiglie e delle imprese.
Fra queste, si è deciso di imporre un tetto al prezzo di vendita dei produttori inframarginali, ovvero coloro che producono energia elettrica utilizzando tecnologie meno costose rispetto al gas naturale, come rinnovabili, nucleare e lignite.
E’ stato identificato un prezzo massimo (180 €/MWh) per ogni singolo megawattora prodotto da questi impianti e il meccanismo prevede il prelievo, da parte degli Stati Membri, dell’extraprofitto generato dalla vendita dell’energia (il differenziale, per ogni ora e per ogni megawattora prodotto, fra 180 e il prezzo di vendita, se superiore), tenendo in considerazione anche eventuali vendite a controparti o coperture finanziarie.
Poiché il prelievo avverrà al di fuori del mercato (ex-post), questa misura non intaccherà l’attuale meccanismo di formazione del prezzo spot e dunque potrebbe essere di relativamente rapida applicazione. Per tenere in considerazione le peculiarità dei diversi Paesi, viene lasciata discrezionalità agli Stati Membri di innalzare il valore del tetto o adottare misure per limiti di profitto ulteriori o differenziare fra le diverse tecnologie.
Inoltre, poiché altri soggetti al di fuori del mercato elettrico potrebbero aver beneficiato dell’incremento dei prezzi del gas naturale, sono stati identificati dei settori ai quali richiedere un contributo di solidarietà straordinario e temporaneo.
In particolare, tutte le società attive nel settore dei combustibili fossili (petrolio, gas naturale, carbone e raffinazione), qualora quest’anno realizzassero dei profitti superiori (almeno del 20%) rispetto alla media degli anni precedenti (a partire dal 2018), dovranno versare un contributo agli Stati Membri, che lo utilizzeranno principalmente per erogare i fondi necessari ad abbassare le bollette dei consumatori.
Altri temi sull’agenda della Commissione Europea riguardano l’introduzione di misure temporanee per la riduzione dei prezzi del gas per uso termoelettrico, come l’introduzione di un indice di prezzo europeo per il gas naturale che rifletta meglio la realtà attuale (alternativo rispetto il benchmark TTF) o eventualmente un cap al prezzo del gas, tema sul quale molto Paesi si sono detti d’accordo ma attualmente respinto dalla Germania.
Probabilmente si dovrà trovare un’intesa sulle misure per limitare la volatilità dei mercati energetici (come sospensioni dei mercati in casi di volatilità eccezionale), per supportare gli operatori del mercato e sul tema della dissociazione (decoupling) del prezzo elettrico da quello del gas naturale. Questo in particolar modo è un elemento di discussione complesso, che dovrebbe modificare i meccanismi attuali di formazione dei prezzi spot e che dunque richiederebbe una vera e propria riforma del mercato elettrico.
Insomma, molto è stato discusso e deciso e molto ancora lo sarà nelle prossime settimane. Quello che è certo è che al momento persiste l’incertezza sull’evoluzione dell’inverno e sulla capacità delle famiglie e soprattutto delle imprese europee di superarlo.
Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per...
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Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per permettervi di ottimizzare i vostri costi energetici.
La minaccia di un inverno senza una fornitura garantita di gas dalla Russia sta mettendo in allarme l'intero settore energetico europeo. In previsione della possibilità che Mosca...
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La minaccia di un inverno senza una fornitura garantita di gas dalla Russia sta mettendo in allarme l'intero settore energetico europeo. In previsione della possibilità che Mosca continui a limitare le forniture di gas alla Germania e ad altri Paesi, l'Unione Europea (UE) ha proposto un piano di risparmio energetico per ridurre il più possibile la domanda di energia e quindi la dipendenza dai combustibili fossili.
Il mese di agosto è iniziato con i futures del gas sul mercato ICE che hanno raggiunto prezzi superiori a 200 €/MWh, in aumento rispetto alla settimana precedente. E tutto questo nonostante il periodo festivo, in cui la domanda di energia è più bassa rispetto agli altri mesi.
Un altro indicatore allarmante sono i futures sull'elettricità. Nei primi giorni di agosto, la maggior parte dei principali mercati dell'UE ha registrato aumenti del prezzo del 2023, dal mercato OMIP all'ICE britannico e al mercato EEX tedesco.
Entrambe le argomentazioni sostengono la necessità per l'UE di ridurre la propria domanda di gas. In primo luogo, perché fisicamente l'offerta potrebbe non essere sufficiente e, nonostante le norme che impongono di avere l'80% della capacità di stoccaggio entro il 1° novembre, gli Stati membri non possono correre il rischio che i loro cittadini non abbiano il gas per superare l'inverno. In secondo luogo, più alta è la domanda di gas per generare elettricità, più alto è il prezzo del gas
La Commissione europea (CE) ha proposto un nuovo strumento legislativo e un Piano europeo di riduzione della domanda di gas per ridurre il consumo di gas in Europa del 15% tra il 1° agosto 2022 e il 31 marzo 2023, coinvolgendo tutti i consumatori, le amministrazioni pubbliche, le famiglie, i proprietari di edifici pubblici, i fornitori di elettricità e l'industria.
Inoltre, l'UE ha adottato una nuova normativa che impone di riempire lo stoccaggio sotterraneo di gas all'80% della capacità entro il 1° novembre 2022. Questo è lo stato al momento della stesura del presente documento per ciascun Paese:
Stato dello stoccaggio di gas per Paese. Fonte: GIE AGSI
Il Piano europeo stabilisce misure, principi e criteri per una riduzione coordinata della domanda. Si concentra sulla sostituzione del gas con altri combustibili e sul risparmio energetico complessivo in tutti i settori, sostenendo l'implementazione di tecnologie rinnovabili. L'obiettivo è salvaguardare le forniture alle famiglie e agli utenti essenziali, come gli ospedali, ma anche alle industrie, che sono fondamentali per la fornitura di prodotti e servizi essenziali all'economia, nonché per le catene di approvvigionamento e la competitività dell'UE. Il Piano fornisce le linee guida di cui gli Stati membri devono tenere conto nella pianificazione della riduzione:
Sulla base di queste linee guida, l'UE prevede 3 punti principali che guidano i Paesi ad agire:
Sul passaggio dal carburante alle energie rinnovabili
Sugli incentivi per ridurre il consumo di gas
Sulla riduzione dei consumi per il riscaldamento e il raffreddamento
Sulla base di queste proposte, alcuni Paesi si stanno già muovendo per attuare il piano di riduzione della domanda di gas.
La Germania, ad esempio, ha annunciato che ristrutturerà la rete di centrali a carbone che fanno parte della riserva di energia elettrica in modo da poterle attivare "a breve termine"; una mossa molto controversa perché in contrasto con altri piani dell'UE, come quello per la riduzione delle emissioni inquinanti.
Un'altra misura attuata dalla Germania prevede l'introduzione di un sistema di vendita all'asta del gas utilizzato nell'industria a partire da quest'estate, per creare incentivi al risparmio.
Inoltre, la Germania creerà ulteriori crediti per fornire liquidità all'acquisto di gas e avvicinarsi all'obiettivo di avere le riserve necessarie.
In Spagna, invece, le misure già attuate prevedono, ad esempio, che il riscaldamento e il raffreddamento siano compresi tra 19 e 27ºC, che le porte siano dotate di serrature automatiche, che le vetrine dei negozi siano spente alle 22.00 e la creazione di misure per aumentare l'efficienza energetica in diversi settori e per promuovere l'elettrificazione con 350 milioni di euro di aiuti.
I dubbi sull'importanza di promuovere nuove tecnologie "verdi" vengono sempre più fugati. Se è vero che le energie rinnovabili avrebbero dovuto essere implementate maggiormente nei principali Paesi europei, l'attuale situazione economica rende necessaria un'accelerazione di questo processo. Per questo motivo, i principali meccanismi di finanziamento dei progetti rinnovabili devono mantenere un quadro normativo attraente e stabile. Stiamo parlando di aste, PPA e del mercato stesso.
Inoltre, l'accumulo di energia e l'idrogeno rinnovabile, già considerati fondamentali per questo processo, avranno bisogno di maggiore sostegno per incrementare la loro diffusione di massa.
Immagine 2. Schema per l'utilizzo dell'idrogeno verde. Fonte: Enagás
L'Europa ha preso provvedimenti, tutti i Paesi dipendono più o meno dal gas russo e la sua assenza, ora o in futuro, significa che la transizione verso le energie rinnovabili deve essere accelerata. Sono in gioco l'indipendenza energetica e il cambiamento climatico.
Effetti di un'interruzione delle forniture invernali di "gas russo" in Europa Sebbene l'Unione Europea (UE) mantenga l'impegno di rendere il proprio sistema energetico...
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Sebbene l'Unione Europea (UE) mantenga l'impegno di rendere il proprio sistema energetico indipendente dal gas proveniente dalla Russia, la realtà si scontra frontalmente con questo obiettivo. La Russia esporta il 40% del consumo dell'UE. Nelle ultime settimane (al momento della stesura di questo articolo), il timore più grande nel vecchio continente è che le forniture vengano tagliate in inverno, il periodo di maggiore richiesta di energia in Europa e il momento in cui si consuma più gas.
Per prepararsi a questo ipotetico scenario, i paesi dell'UE devono raggiungere il 90% della loro capacità di stoccaggio di gas naturale entro il 31 ottobre.
Attualmente, gli impianti di stoccaggio sotterraneo della Spagna sono al 72%, quelli della Francia al 57%, quelli dell'Italia al 55% e quelli della Germania al 42%, secondo i dati condivisi dal Ministero spagnolo per la Transizione Ecologica.
Nel caso in cui la Russia decida di non fornire gas o di chiudere parte dei suoi gasdotti, l'Europa dovrà cercare delle alternative. La realtà è quella che è: non c'è abbastanza capacità rinnovabile per soddisfare la domanda di energia e la chiusura delle centrali termiche e nucleari non è purtroppo l'opzione migliore in questo momento. E non ci sono molte alternative, che fondamentalmente comportano un aumento dell'offerta da parte di paesi che si riforniscono da mercati diversi da quello russo.
In questo senso, la penisola iberica è un importante punto di importazione di gas naturale liquefatto (GNL) con la capacità di importare 40 TWh al mese, ma che consuma solo 30 TWh e i cui gasdotti esistenti consentono un trasferimento massimo di 5 TWh al mese. Ci sarebbe una limitazione della capacità che potrebbe portare a forti tensioni politiche di fronte alla necessità dei paesi vicini di garantire l'approvvigionamento energetico per le loro popolazioni.
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Immagine 1. Impianti di gas naturale in Spagna. Fonte Enagás
Un'altra opzione potrebbe essere quella di aumentare le importazioni di gas naturale liquefatto (LNG) dalla Norvegia e dal Nord Africa. L'infrastruttura consentirebbe un aumento di 17 TWh a settimana, rispetto ai 18 TWh a settimana importati dalla Russia. Anche se attualmente il paese nordico ha già dichiarato di esportare quanto più possibile verso l'UE.
Inoltre, alcuni paesi, come l'Italia, pur avendo la capacità di importare gas dall'Africa, potrebbero non volerlo fare per avere una capacità sufficiente per il futuro, visto che la crisi economica e il prolungamento del cut-off russo avanzano.
Non sono solo le tensioni politiche a rappresentare un problema. A livello tecnico esiste un impedimento ancora più preoccupante. L'infrastruttura di importazione non è progettata per rifornire tutti i paesi dell'Europa centrale e orientale dall'Occidente, quindi anche se fosse possibile, questo rifornimento avrebbe un costo elevato.
Nel 2021, l'Europa consumerà circa 900 TWh di gas naturale per la produzione di energia. Per ridurre questa dipendenza, l'opzione tecnica più praticabile è quella di far funzionare alcuni impianti a gas con un altro combustibile, come il diesel, cosa che è avvenuta in passato, dato che molti impianti a ciclo combinato in Europa avevano questa possibilità.
Tuttavia, alcuni impianti non hanno più questa possibilità da quando hanno deciso di adattare le loro attrezzature al 100% di gas, dato che questa risorsa è sempre stata economicamente molto più competitiva del gasolio e, nel caso in cui alcuni potessero ancora farlo, la realtà è che anche la seconda opzione è ai massimi storici, il che non sarebbe economicamente vantaggioso. Allo stesso modo, se l'Europa potesse convertire il 10% delle sue centrali elettriche a gas in un'altra risorsa, ad esempio, la domanda si ridurrebbe di 90 TWh.
Il ruolo delle energie rinnovabili è chiaramente molto importante per ridurre la dipendenza dal gas russo. Secondo gli esperti, la produzione di energia solare, che dovrebbe raddoppiare da 15 a 30 TWh, potrebbe far risparmiare altri 30 TWh di consumo di gas. Un'altra alternativa è quella di impedire alla Germania di chiudere le sue centrali nucleari operative. Tuttavia, nonostante tutto questo, in alcune regioni non ci sarebbe alternativa al gas.
Tutta questa situazione comporta un altro problema che sicuramente avrai già immaginato: l'aumento dei prezzi. Maggiore è la domanda di una risorsa con limiti di fornitura, maggiore è il costo per ottenerla.
I futures del gas sono aumentati costantemente negli ultimi mesi. Per fare un esempio, i futures del gas TTF sul mercato ICE durante la prima metà dell'anno erano pari a 101,01€/MWh. Se lo confrontiamo con lo stesso prodotto scambiato nella seconda metà del 2021, a 73,05 €/MWh, possiamo notare che è aumentato del 39%.
Questo indica solo che, finché la guerra tra Russia e Ucraina continuerà, le tensioni politiche continueranno a far salire il prezzo del gas e, in inverno, la domanda di gas renderà il carburante ancora più costoso.
È di vitale importanza che l'Europa acceleri il più possibile tutte le alternative al gas. In primo luogo, l'impegno per la capacità rinnovabile, con l'introduzione di meccanismi finanziari che ne garantiscano la redditività, come le aste o gli aiuti all'autoconsumo, e che dipendano meno dal mercato dell'energia, la cui volatilità spaventa gli investitori.
In secondo luogo, per facilitare l'implementazione di sistemi di accumulo di energia.
In terzo luogo, aumentare le rotte di approvvigionamento del gas "non russo" e le infrastrutture di trasporto e distribuzione. Quest'ultimo, tuttavia, è un obiettivo che non può essere raggiunto nel breve periodo, nonostante ci siano numerosi progetti per nuovi gasdotti in Europa.
La transizione energetica stava già costringendo l'Europa a diventare indipendente dalle risorse non rinnovabili, ma la situazione geopolitica ci obbliga ad accelerare il più possibile questa fase e rappresenta probabilmente la sfida più grande che il nostro sistema energetico deve affrontare.
Il conflitto fra Russia e Ucraina, iniziato ormai più di due mesi fa, sta impattando sensibilmente l’Europa e l’Italia sotto molti punti di vista. Fra gli effetti principali...
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Il conflitto fra Russia e Ucraina, iniziato ormai più di due mesi fa, sta impattando sensibilmente l’Europa e l’Italia sotto molti punti di vista. Fra gli effetti principali legati al conflitto, l’aumento dei prezzi delle commodities energetiche è ormai tema noto; ciò che invece è piuttosto recente è la interruzione dell’import di gas, carbone e petrolio (oltre che di altri beni e materie prime) che si prospetta potenzialmente all’orizzonte. Fra sanzioni e ricatti commerciali, la sicurezza energetica europea è potenzialmente a rischio nel prossimo futuro, soprattutto considerando che dalla Russia viene importato circa il 30/40% del gas utilizzato in Europa, oltre il 25% del petrolio e circa il 45% del carbone.
La crisi in atto ha evidenziato la necessità di diversificazione sia del mix energetico europeo (ancora piuttosto sbilanciato sui combustibili fossili), sia dell’import di gas naturale, carbone e petrolio (è volontà dell’EU di svincolarsi totalmente dalla dipendenza dai combustibili fossili di provenienza russa entro il 2030 ma anche, più in generale, di diversificare la provenienza delle importazioni), insieme ad una rinnovata ricerca della resilienza e dell’indipendenza energetica del continente. Diversi saranno gli ambiti di intervento per raggiungere questi obiettivi, sia di breve che di medio e lungo termine.
Per quanto riguarda il gas naturale, nel breve/medio termine, rinunciare agli approvvigionamenti russi comporta necessariamente un maggiore ricorso all’import di gas via pipeline da Paesi come il Nord Africa, l’Azerbaijan e la Norvegia, per quanto fisicamente possibile considerando che attualmente le infrastrutture sono utilizzate quasi al massimo tecnico (pipeline dalla Norvegia) o al massimo contrattuale (TAP/Nord Africa), e alla risorsa flessibile per eccellenza, ovvero il gas naturale liquefatto (LNG).
Grazie ad un incremento delle rotte commerciali, dei contratti di lungo termine con paesi “amici” come il Qatar o gli USA e delle infrastrutture necessarie (rigassificatori/floating storage), l’Europa riuscirà probabilmente ad emanciparsi dalla dipendenza dal gas russo, al prezzo, però, di diventare un mercato in perenne competizione con l’Asia. La concorrenza con un altro mercato strutturalmente dipendente da LNG modificherà le dinamiche del mercato europeo e aumenterà la volatilità dei prezzi e la correlazione di questi con elementi che impattano la domanda estera, come per esempio le temperature nell’area Cina/Corea/Giappone/India. Inoltre, considerando quanto il gas russo sia generalmente più economico rispetto alle altre possibili fonti di approvvigionamento, primo fra tutti il gas naturale liquefatto, è inevitabile che questo switch degli approvvigionamenti porterà a maggiori costi (soprattutto se i contratti fossero conclusi in questo periodo).
Insieme alla diversificazione degli approvvigionamenti gas, dovranno essere sviluppate infrastrutture e mercati attualmente già nel focus del Green Deal Europeo, come quello del biometano e dell’idrogeno verde, che consentirebbero all’Europa di svincolarsi parzialmente dall’import di commodities energetiche dall’estero, ma queste alternative saranno viabili su larga scala solo nel medio/lungo termine.
Ovviamente uno degli elementi chiave per l’indipendenza energetica dovrà essere la riduzione della domanda di combustibili fossili, che solo in minima parte sono disponibili nel sottosuolo europeo. Per farlo, al di là dei possibili razionamenti di breve termine in caso di emergenza, sarà fondamentale il ricorso all’elettrificazione dei consumi (trasporti, industria, settore civile), insieme a massicce misure di efficientamento energetico ad ampio spettro. Il settore elettrico dovrà subire profondi cambiamenti, a partire dallo sviluppo diffuso delle rinnovabili, affiancate da sistemi di stoccaggio e di demand/response necessari al mantenimento del bilanciamento delle reti e dei picchi di domanda.
Investimenti rilevanti saranno necessari anche per consentire alle infrastrutture di sbottigliare gli attuali colli di bottiglia (sia per le pipeline europee di trasporto del gas naturale che per le reti elettriche) in modo da consentire una maggiore capillarità delle reti e un maggior bilanciamento fra zone contigue.
Sebbene la strada dello sviluppo energetico europeo fosse già stata individuata e sottoscritta nel Green Deal europeo, la situazione contingente ha di fatto accelerato e rafforzato gli sforzi dell’EU per il raggiungimento degli obiettivi di lungo termine. Nell’immediato permangono però dei rischi che potrebbero avere un impatto rilevante nel futuro.
Da un punto di vista delle emissioni, la cui riduzione progressiva è già stata pianificata con l’obiettivo di arrivare alla carbon neutrality al 2050, il recente ritorno al carbone per ovviare alla crisi dei prezzi del gas per uso termoelettrico potrebbe, se prolungato, compromettere il percorso già predisposto di decarbonizzazione del settore energetico. D’altra parte la riaccensione temporanea delle centrali a carbone vuole essere un provvedimento per tamponare la crisi energetica in corso, oltre che una misura di diversificazione ulteriore del mix energetico a supporto della resilienza nel breve/medio termine. L’approvvigionamento del carbone, però, risulta critico in un momento in cui anche per questa materia prima si deve trovare fornitori al di fuori della Russia e considerando il prezzo più che raddoppiato da inizio anno.
Inoltre la messa in esercizio di nuove centrali solari o fotovoltaiche al momento potrebbe incontrare alcuni scogli, se non di tipo burocratico, dal momento che sono stati sveltiti i processi autorizzativi, almeno di tipo economico. Innanzitutto va considerata la difficoltà nel reperimento di alcuni materiali e componenti, la cui catena del valore sta soffrendo di discontinuità a livello globale, ma anche le spese per trasporti e per alcune materie prime sono aumentati, comportando costi decisamente più alti rispetto a un anno fa, proprio in un momento in cui la domanda sta aumentando esponenzialmente.
La gestione attuale dell’emergenza energetica, insomma, presenta delle sfide importanti e difficilmente risolvibili nell’immediato. Ciò che è certo è che l’inasprimento del conflitto ha dato il via ad una accelerazione di cui l’Europa aveva bisogno, ma il cui costo al momento attuale, forse, potrebbe risultare particolarmente salato.
E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i...
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E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i pesanti aumenti avvenuti a fine 2021. Basti pensare che il PUN (Prezzo Unico Nazionale) ha consolidato un Q1-2022 di poco inferiore ai 250 €/MWh, mentre per il gas naturale PSV i primi tre mesi di consegne spot (Day Ahead) si sono attestati poco sotto ai 100 €/MWh.
Gli effetti di questi aumenti si stanno sentendo pesantemente su tutti i fronti e pesano in particolar modo sui consumatori finali, che si trovano a far fronte a costi energetici sempre più insostenibili. Anche se sono entrate in vigore alcune misure per il contenimento dei costi, come l’azzeramento di alcune voci della fattura energetica (gli oneri generali di sistema) o la riduzione dell’IVA su alcune tipologie di fornitura, con il prezzo della materia prima di 3 o 4 o addirittura 5 volte maggiore rispetto a un anno fa, il costo energetico complessivo è comunque lievitato.
Non solo i clienti finali sono in grave difficoltà, ma nella filiera energetica una posizione piuttosto delicata (per usare un eufemismo) oggi tocca ai fornitori. Le aziende attive nel settore della vendita di energia elettrica e gas naturale si trovano ad affrontare delle difficoltà senza precedenti (come abbiamo detto anche nell’articolo Fornitori e clienti: conseguenze dei prezzi di mercato alle stelle). L’aumento dei prezzi e della volatilità sui mercati all’ingrosso ha comportato, ormai da mesi a questa parte, un aumento dei costi legati all’approvvigionamento e alle coperture del rischio del portafoglio, entrambi elementi strettamente legati al prezzo.
Non solo aumento dei costi, a fronte spesso di margini fissati contrattualmente in periodo pre-crisi, ma anche aumento delle necessità finanziarie e di liquidità legate all’attività di compravendita di energia o gas, anch’esse proporzionali rispetto ai prezzi e alla volatilità dei mercati. Per acquistare gas o energia elettrica, infatti, gli operatori devono fornire garanzie finanziarie o liquidità a copertura dei loro acquisti e nella maggior parte dei casi si tratta di incrementi di garanzie da 5 a 10 volte i valori precedenti.
Per non parlare dello squilibrio di cassa, strutturale e naturale per una società di vendita, che paga l’energia o il gas acquistato (e gli oneri di sistema relativi) con 1-2-3 mesi di anticipo rispetto al momento dell’incasso da parte dei clienti. Con l’aumento dei prezzi e il protrarsi di questa alterazione del mercato, il disallineamento fra entrate ed uscite si è fatto a dir poco difficoltoso, per qualcuno addirittura fatale.
Tutto questo ha danneggiato in modo importante la situazione finanziaria ed economica delle società del settore, alcune delle quali hanno dovuto sospendere l’attività di vendita di energia o gas.
Ma il peggio, probabilmente, deve ancora venire, ovvero il momento in cui sui fornitori peserà a pieno anche l’effetto delle rateizzazioni delle bollette concesse ai consumatori domestici o alle imprese, a cui si andrà a sommare l’aumento della morosità dei clienti di fronte agli aumenti degli ultimi mesi. Le società del settore, aziende fino a sei mesi fa per lo più sane e ben gestite, potrebbero trovarsi impossibilitate a sopportare il protrarsi di queste condizioni di mercato a causa di una situazione finanziaria così difficilmente gestibile.
La gravità della situazione non è passata inosservata e molte sono state le richieste di supporto rivolte dalle associazioni di operatori del settore alle autorità competenti, sia in Italia che all’estero. La difficoltà di accesso alla finanza e alla liquidità in un momento grave e particolare come l’attuale è uno dei nodi dei diversi appelli degli ultimi mesi.
Anche da parte della European Federation of Energy Traders, primaria associazione europea di operatori del settore, è stata sottolineata la necessità di un supporto di emergenza di liquidità e finanza che consenta agli operatori di sopravvivere e ai mercati energetici di continuare a funzionare. Già, perché una ulteriore conseguenza dei prezzi così alti è il crollo della liquidità sui mercati, a causa del fatto che sempre meno operatori hanno la finanza necessaria per negoziare i prodotti della curva forward sui mercati organizzati.
La mancanza di un mercato liquido potrebbe impedire agli operatori di effettuare le operazioni di copertura non solo dei proprio portafogli di vendita ai clienti finali, ma anche del gas importato dall’estero o iniettato in stoccaggio, così come dell’energia elettrica prodotta dalle centrali. Insomma, il crollo della liquidità potrebbe impedire il regolare funzionamento dei mercati energetici e minare alla base l’esistenza di un mercato libero.
Ad essere onesti, è difficile anche per l’EU riuscire ad intervenire con manovre centralizzate che non penalizzino gli sviluppi futuri del settore e il raggiungimento degli obiettivi di lungo periodo in termini di mix energetico e emissioni. La tutela del consumatore finale è una contingenza assolutamente necessaria, ma è necessario anche salvaguardare la salute del settore nel medio/lungo termine.
Ad esempio, modificare la remunerazione degli impianti rinnovabili non incentivati mettendo un tetto massimo al prezzo per l’energia prodotta potrebbe provocare non solo gravi danni economici per le società interessate (che magari non hanno approfittato dell’aumento dei prezzi perché avevano effettuato coperture di lungo periodo a prezzi inferiori), ma anche portare al calo dell’appetito degli investitori del settore e questo, a sua volta, comprometterebbe il percorso di decarbonizzazione stabilito per i prossimi decenni.
Ugualmente, l’introduzione di un massimale al prezzo di gas o energia elettrica o una modifica del meccanismo di formazione dei prezzi spot a livello locale introdurrebbe distorsioni che avrebbero un impatto anche sulla curva forward e che, nel lungo periodo, potrebbero influenzare negativamente l’integrazione fra i mercati europei, così come lo sviluppo di investimenti in produzione rinnovabile o risparmio energetico.
Insomma, sembra sempre più difficile riuscire a salvare, come si suol dire, “capra e cavoli”. Solo una rapida risoluzione della situazione in Ucraina potrebbe, forse, riuscire a riportare i mercati verso una condizione di stabilità ed è piuttosto probabile che un ritorno alla “normalità” non avvenga, in ogni caso, in tempi brevi, né per quanto riguarda il livello dei prezzi, né per lo stato di salute del settore.
Fra i diversi aspetti da decidere/negoziare per il contratto di fornitura gas, uno dei più ostici è la scelta dell’indice di riferimento: PSV o TTF (+ spread)? La scelta dell’uno...
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Fra i diversi aspetti da decidere/negoziare per il contratto di fornitura gas, uno dei più ostici è la scelta dell’indice di riferimento: PSV o TTF (+ spread)? La scelta dell’uno o dell’altro deve tenere in considerazione non solo le caratteristiche di questi due mercati, ma anche delle proprie necessità.
E’ il primario mercato europeo del gas naturale, preso a riferimento quando si parla in generale di gas in Europa, e si trova in Olanda. L’importanza di questo hub è da attribuirsi alla posizione geografica favorevole del Paese che lo ha reso uno snodo naturale per i flussi di gas in arrivo via pipeline dal Mare del Nord e destinati ai Paesi del centro Europa (come Gran Bretagna e Germania).
Inoltre, la presenza sul suolo olandese di uno dei più grandi giacimenti europei (Groeningen) ha favorito la creazione di infrastrutture per l’estrazione e l’export (oltre che l’utilizzo) del gas, consentendo all’Olanda di essere fra i primi paesi a organizzare un mercato di scambio per questa commodity (ne avevamo parlato anche nell’articolo Formule di indicizzazione gas: quali sono e come sceglierle?).
In più, se fino a qualche anno fa il gas importato in Europa via tubo veniva indicizzato al prezzo del petrolio (buona parte del gas estratto infatti era un prodotto secondario di giacimenti petroliferi), recentemente l’indicizzazione dei contratti long term (quelli di lunga durata, dai 7 ai 20/30 anni) si è svincolata dalle formule oil, in favore di formule indicizzate al TTF; questo fattore ha contribuito a creare liquidità sul mercato TTF, soprattutto sui prodotti long term (sulla curva forward).
Nonostante la rapida evoluzione dei mercati europei del gas naturale, il TTF resta il mercato più maturo del continente, la liquidità su tutti i prodotti della curva forward è alta e la buona finanziarizzazione consente di effettuare negoziazioni in tempi rapidi. Secondo il documento “Market Monitoring Report” pubblicato da Acer e consultabile al seguente link ACER-CEER Market Monitoring Report (MMR) | www.acer.europa.eu, nel 2020 sono stati negoziati sul TTF poco meno di 50.000 TWh (sul PSV, a titolo comparativo, poco meno di 1.500 TWh/anno).
Il mercato italiano, come tutti i mercati europei, tende ad essere molto correlato con il TTF grazie alla presenza di infrastrutture di trasporto gas che collegano tutta l’Europa che fanno sì che le dinamiche dei mercati locali influenzino i mercati vicini o ad essi collegati. Una delle caratteristiche principali del PSV è la concentrazione della liquidità su prodotti vicini della curva forward, ovvero sullo short term. Il PSV viene dunque utilizzato maggiormente per le negoziazioni spot (che, sempre secondo le statistiche dell’Acer, sono circa l’80% delle transazioni al PSV nel 2020).
L’indicizzazione del gas in arrivo in Italia via tubo o via nave difficilmente viene fatta al PSV, soprattutto per quanto riguarda i contratti long term, proprio a causa della ridotta liquidità dei prodotti della curva forward; i contratti, originariamente oil-indexed, sono sempre più spesso indicizzati al TTF, contribuendo allo stretto legame che esiste fra il PSV e il TTF.
A causa della maggiore liquidità del TTF, è abitudine consolidata negoziare contratti o forniture con consegna in Italia e indicizzazione a TTF + Spread. Lo spread è un termine fissato in sede contrattuale che esprime la differenza fra il mercato locale PSV e il benchmark TTF.
Esistono diversi motivi per cui fino ad oggi i prezzi al PSV sono stati più alti, mediamente, rispetto al TTF, sia a livello spot che forward. Fra questi possiamo elencare le tariffe di trasporto (basti pensare per esempio, alle migliaia di chilometri necessari per portare il gas russo attraverso i Paesi dell’est e l’Austria, o il gas che dal Mare del Nord transita da Olanda/Belgio, Francia e Svizzera per essere immesso nella rete di trasporto nazionale), o il deficit strutturale della produzione nazionale (pressoché nulla) rispetto alla domanda gas italiana (fra le più alte in Europa), o in generale la situazione del supply che non consente all’Italia di essere un paese esportatore di gas, ma un importatore netto (la quasi totalità del gas che arriva non viene venduto all’estero).
Negli ultimi anni però alcuni fattori hanno modificato l’assetto della catena di approvvigionamento italiana, consentendo una riduzione di questo spread. Primo fra tutti la messa in opera di diversi rigassificatori, che hanno permesso all’Italia di poter godere di una diversificazione degli approvvigionamenti. Inoltre, dal 31 dicembre 2020 è entrato in esercizio il gasdotto TAP (Trans Adriatic Pipeline) che collega la Puglia con l’Albania e trasporta attualmente fino a 10 bcm/annui (miliardi di metri cubi annui) di gas proveniente dal Mar Caspio (Azerbaijan) con l’ambizione di raddoppiarne la capacità nei prossimi anni.
Questi due elementi hanno consentito ai prezzi italiani di convergere maggiormente rispetto al TTF, riducendo lo spread (in alcuni periodi è stato anche negativo). Se in futuro ulteriori tubi o impianti di rigassificazione dovessero essere messi in esercizio, la posizione centrale dell’Italia nel Mediterraneo, insieme all’abbondanza di infrastrutture di trasporto, potrebbero consentire al Paese di diventare uno dei principali hub europei e di esportare gas all’estero, azzerando o addirittura cambiando stabilmente il segno dello spread rispetto al TTF.
Poiché il PSV è molto più liquido sui prodotti short term come il day ahead, chi ha un contratto a prezzo variabile puro o è propenso a mantenere una parte della fornitura a prezzo variabile anche in delivery, può beneficiare maggiormente di una indicizzazione al PSV, poiché risulta di più semplice comprensione.
Chi invece desidera poter richiedere numerosi fixing, viceversa, potrebbe trarre maggiore vantaggio da una indicizzazione a TTF+Spread che consente al fornitore di offrire il servizio di fixing a costo inferiore (abbiamo parlato del costo dei fixing in relazione alla liquidità nell’articolo volatilità e liquidità di mercato VS fixing, quali conseguenze?).
Attenzione però ad alcuni accorgimenti quando si utilizza la formula di indicizzazione al TTF+Spread per la propria fornitura:
E’ ormai definitivamente in atto l’escalation del conflitto in Ucraina, elemento che al momento sta impattando in maniera determinante l’andamento dei mercati energetici europei....
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E’ ormai definitivamente in atto l’escalation del conflitto in Ucraina, elemento che al momento sta impattando in maniera determinante l’andamento dei mercati energetici europei.
Il gas ha registrato aumenti violenti in seguito all’intensificarsi del conflitto; il giorno 7 marzo il future TTF con scadenza aprile ha toccato i 345 €/MWh per poi ritracciare, con un movimento di oltre 130 €/MWh fra il minimo e il massimo giornaliero, trascinando con sé la curva forward dell’energia elettrica. Lo stesso giorno la quotazione del Q2-22 power Italia ha superato i 600 €/MWh, confermando il gas come principale driver dei movimenti dell’energia elettrica. Gli stessi picchi si sono verificati anche sui mercati spot, con il PUN che nello stesso giorno (per la delivery 8 marzo) ha toccato i 587,67 €/MWh come prezzo medio giornaliero)
Il timore che prima o poi possano essere bloccati i flussi di gas in arrivo dalla Russia - che sia per una decisione unilaterale di Gazprom o una conseguenza di una possibile esclusione dal circuito Swift o addirittura per sopraggiunti elementi di impedimento al transito fisico del gas nei tubi ucraini – guida il mercato gas e di conseguenza il mercato power, imprimendo rialzi violenti (come il 7 marzo) o consentendo un rilassamento dei prezzi (come successo nell’ultima settimana) a seconda dell’evoluzione della situazione geopolitica in Ucraina, dell’inasprimento delle sanzioni (se impattano o meno anche il gas) e della percezione del rischio da parte degli operatori.
Al momento attuale, il perdurare (e anzi, l’incremento recente) dei flussi di gas russo via pipeline ha parzialmente tranquillizzato gli operatori e ha consentito un ritracciamento sostanziale dei prezzi (per esempio, il future TTF con scadenza aprile è tornato al di sotto dei 130 €/MWh), favorendo un contestuale ribasso anche per l’energia elettrica europea.
Sebbene la situazione in Ucraina sia nel focus degli operatori come driver primario dei prezzi di gas ed energia elettrica, a fare da contorno a questo alternarsi di timore e parziale sollievo si affiancano anche i driver fondamentali del mercato, la cui influenza contribuisce all’inasprimento o all’attenuazione del mood generale.
L’inizio imminente della primavera e le temperature più che clementi delle ultime settimane hanno supportato la generale tendenza ribassista dovuta alla diminuzione di domanda di gas per uso civile, consentendo anche al sistema gas di non necessitare di risorse extra per fronteggiare la domanda. Inoltre, l’abbondanza di gas via nave (LNG) continua grazie agli alti prezzi europei che hanno finora incentivato le rotte continentali rispetto a quelle con destinazioni asiatiche, contribuendo a calmierare l’erogazione di gas da stoccaggio e a stabilizzare il sistema.
Al momento, un’ulteriore elemento ribassista è la diminuzione (attuale e prospettica) della domanda elettrica (e di gas) da parte delle industrie energy intensive, particolarmente colpite dai rialzi dei prezzi visti negli ultimi mesi e in molti casi costrette alla sospensione della produzione causa diminuzione/annullamento dei margini.
Gli alti costi energetici, tra l’altro, costituiscono solo una delle cause degli stop delle attività, provocati anche, e in alcuni casi soprattutto, dall’impennata dei prezzi delle materie prime, dei metalli e dei carburanti che si è verificata nelle ultime settimane. La situazione delle industrie europee è preoccupante e risulta tanto più grave quanto maggiore sarà il tempo necessario alla normalizzazione della situazione, a meno di un supporto significativo da parte dell’UE.
In contrasto con questi fattori di potenziale ribasso, alcuni elementi fondamentali risultano possibilmente critici per il prosieguo dell’anno. L’ormai conclamata scarsità di output nucleare delle centrali francesi (mai così basso e destinato a diminuire ulteriormente con l’avanzare del periodo estivo per consentire le manutenzioni ordinarie nelle centrali), insieme alla scarsità di precipitazioni e nevi che ha contraddistinto il periodo invernale e che al momento preannuncia una bassa produzione idroelettrica primaverile, potrebbero essere fattori di rialzo nel corso del secondo trimestre dell’anno.
La situazione al momento risulta dunque piuttosto critica nonostante i recenti ribassi. Le prossime settimane saranno cruciali per la risoluzione o l’inasprimento della guerra in Ucraina e qualunque novità sul tema potrebbe comportare alta volatilità e reazioni più o meno violente sui mercati energetici (e non solo), mentre una situazione di stallo o assenza di sviluppi potrebbe consentire un maggiore impatto degli elementi fondamentali, recentemente quasi ininfluenti se comparati al tema Ucraina. Anche news circa le azioni dell’Unione Europea a sostegno dell’industria o del settore energetico (in qualunque forma) saranno importanti per lo sviluppo del trend prevalente dei prossimi mesi.
Stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto...
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Stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto quest'articolo dovessi avere altri dubbi, ti invitiamo a leggere il nostro White Paper, "Capire il mercato della CO2 in 15 domande", che le raccoglie tutte.
Il prezzo della CO2 impatta prima di tutto i soggetti obbligati, ovvero i produttori di energia elettrica da fonti fossili, le industrie pesanti e il settore aviazione. Questo, di fatto, ha diversi risvolti a valle della catena del valore.
Per quanto riguarda il settore elettrico, il costo delle emissioni a carico del produttore va ad aggiungersi ai costi variabili della produzione, determinando un aumento del costo marginale e, di conseguenza, diminuendo il margine dell’attività a parità di prezzo di vendita dell’energia prodotta. Una prima conseguenza di questo aumento dei costi marginali è che gli impianti maggiormente colpiti dall’aumento del prezzo della CO2 (ovvero le centrali a carbone o lignite, che a parità di output elettrico emettono maggiori quantità di CO2) perdono progressivamente competitività, venendo fortemente penalizzati in favore degli impianti meno emissivi (come le centrali a gas naturale) e delle rinnovabili.
La progressiva diminuzione degli impianti di produzione elettrica da carbone e lignite operativi è, per inciso, uno degli obiettivi europei già dichiarati da tempo, proprio a causa del forte impatto ambientale di queste installazioni. Un'ulteriore conseguenza del maggior costo marginale degli impianti di generazione da fonti fossili è l’aumento del prezzo dell’energia elettrica (a parità di altri fattori come il costo dei fuels).
Per poter mantenere un margine sufficiente per l’attività di produzione, i produttori soggetti all’ETS devono vendere la propria energia a un costo superiore e questo si riverbera sul prezzo di mercato dell’energia elettrica. Infatti, nonostante la quota di rinnovabili nel mix energetico di tutti i Paesi europei sia in aumento, la produzione elettrica da fonti fossili è ancora piuttosto importante (in Italia, per esempio, circa il 40% dell’energia elettrica è prodotta da gas naturale). L’aumento del prezzo dell’energia elettrica sul mercato all’ingrosso, inoltre, si propaga a valle, nella catena del valore, impattando tutti i consumatori finali, sia domestici che industriali.
Parlando dell’industria pesante soggetta agli obblighi ETS, in particolare, notiamo che l’aumentato costo delle emissioni ha un duplice impatto. Un impatto diretto, ovvero un maggior costo dei titoli di emissione necessari per la compliance ETS annuale, e un impatto indiretto, che è dovuto all’aumento del costo per l’energia elettrica. Questo, di fatto, provoca una diminuzione dei margini e dunque una potenziale perdita di competitività che potrebbe, in qualche caso, comportare addirittura la rilocazione degli impianti in aree del mondo meno costose in termini di emissioni.
L’Unione Europea, conscia di questo rischio (rischio di carbon leakage), sta infatti cercando di implementare delle misure per supportare la competitività del tessuto industriale europeo. Di base, inoltre, le industrie europee colpite dall’incremento dei costi elettrici o di compliance, per poter far fronte alla diminuzione dei margini, sono costrette, quando possibile, ad aumentare il prezzo di vendita dei prodotti a scapito dunque dell’utente finale.
Nel 2020, in concomitanza con la revisione quinquennale degli obiettivi climatici stabiliti nell’ambito dell’Accordo di Parigi, l’Unione Europea ha presentato il cosiddetto “Green Deal” europeo, ovvero la strategia che si intende implementare per promuovere l’utilizzo razionale delle risorse, lo sviluppo di un’economia più sostenibile e la diminuzione delle emissioni di gas serra.
In questo piano di azione europeo sono contenute misure e obiettivi in ambito di energie rinnovabili, economia circolare, innovazione tecnologica e biodiversità volte a ridurre drasticamente l’inquinamento e le emissioni.
Il nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 è stato innalzato, dal -40% al -55% rispetto alle emissioni del 1990, per raggiungere entro il 2050 la neutralità.
Negli ultimi mesi del 2021 abbiamo assistito a un rally dei prezzi del gas e dell’energia elettrica senza precedenti e sebbene i prezzi da gennaio a oggi siano lontani dal picco...
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Negli ultimi mesi del 2021 abbiamo assistito a un rally dei prezzi del gas e dell’energia elettrica senza precedenti e sebbene i prezzi da gennaio a oggi siano lontani dal picco di fine dicembre, il valore assoluto rimane piuttosto elevato.
Insieme ai prezzi, anche la volatilità è aumentata nel corso dell’anno scorso e, se a inizio anno si potevano avere oscillazioni di 1, 2, massimo 3 €/MWh al giorno, alla fine 2021 i 10, i 20 o addirittura i 30 €/MWh di differenza fra un giorno e l’altro erano oscillazioni considerate quasi normali.
L’intera filiera del gas e dell’energia elettrica ha subito l’impatto di queste dinamiche, che hanno avuto conseguenze importanti a tutti i livelli e i cui strascichi hanno probabilmente cambiato l’assetto di un intero settore.
Per quanto riguarda il settore della vendita di energia e gas, sia i fornitori che i clienti hanno dovuto affrontare delle conseguenze di quanto successo sui mercati all’ingrosso.
Risulta dunque estremamente critica la gestione di un portafoglio di vendita in condizioni di mercato come quelle viste negli ultimi mesi. Il problema non sono i margini, ovvero i guadagni dati dall’attività di vendita, ma la sostenibilità in termini di cassa, finanza e rischi che devono sopportare i fornitori per poter svolgere l’attività.
i fixing basate su prezzi storici confrontano i prezzi futures in quel momento con quelli di periodi simili in altri momenti. Anche con l'incertezza vissuta nello scorso periodo, il tool è in grado di determinare che i prezzi stanno aumentando e, anche se non sono prezzi bassi (dato che la situazione era quella che era), l'opzione migliore era comunque quella di eseguire fixing per mitigare l'impatto della volatilità che sarebbe arrivata. Queste raccomandazioni arrivano proprio nel momento peggiore, da maggio 2021 e per tutto l'anno rimanente.
Sia per i fornitori che per i clienti l’aumento dei prezzi e della volatilità ha provocato criticità delle quali ancora non è ancora del tutto espresso l’effetto.
Per il 2022, è possibile aspettarsi alcune conseguenze di questa situazione, prima fra tutti la diminuzione del numero di operatori attivi nella vendita di energia elettrica e gas. Diverse società, sia in Italia che in Europa, hanno dovuto tirare i remi in barca e sospendere l’attività a causa delle difficoltà finanziarie ed è probabile che il numero degli operatori costretti a ritirarsi possa aumentare nel corso di quest’anno.
D’altra parte, l’alta volatilità che dovrebbe caratterizzare i mercati ancora per diverso tempo potrebbe offrire non solo criticità, ma anche occasioni di ottimizzazione, a prescindere dal trend dei prezzi che si verificherà nel corso dell’anno.
E’ probabile che dopo un 2021 così estremo, un maggior numero di clienti industriali sarà interessato alla gestione attiva della propria fornitura (prezzo variabile con fixing), che si è dimostrata una formula flessibile e capace di ottimizzare i costi, se correttamente impostata. Poter approfittare di un mercato al ribasso ma avere la possibilità di tutelarsi in caso di rialzi, risulta un modello utile per affrontare i mercati energetici sempre più volatili.
Questo, unito alla diffusa attenzione anche mediatica suscitata dall’escalation dei prezzi degli ultimi mesi, creerà un generale aumento della curiosità e della necessità di informazioni sulle dinamiche dei mercati. Non sarà più solo il prezzo, probabilmente, a convincere i clienti, ma la capacità di offrire un supporto strutturato alle scelte, fornendo le informazioni rilevanti e la competenza sui mercati energetici che consentano ai clienti di gestire al meglio la propria fornitura in tutte le situazioni di mercato.
Insomma, il rally dei mercati del 2021 avrà un impatto notevole anche per il prossimo futuro.
Dopo una fine dell’anno, è il caso di dirlo, col botto, la situazione del mercato gas sembra essere leggermente migliorata. Grande merito è da attribuirsi soprattutto delle...
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Dopo una fine dell’anno, è il caso di dirlo, col botto, la situazione del mercato gas sembra essere leggermente migliorata. Grande merito è da attribuirsi soprattutto delle temperature miti che hanno caratterizzato tutto l’inverno e in particolar modo il periodo fra gennaio e febbraio.
Nonostante più volte le previsioni mostrassero la possibilità di episodi di freddo intenso, la punta termica attesa a cavallo fra gennaio e febbraio non è arrivata, consentendo alla domanda europea di gas naturale per uso civile di attenuarsi rispetto al normale. Permane però la possibilità, anche se dalle ultime previsioni appare remota, di una coda di inverno tardiva, tipica degli anni in cui è presente il fenomeno della Niña.
Questa condizione anomala delle temperature, stabilmente al di sopra della normale stagionale in buona parte dell’Europa centrale, ha alleggerito la situazione di criticità in cui si è trovato il sistema gas europeo.
Le riserve di gas in stoccaggio, all’inizio dell’inverno, hanno segnato livelli record, mai così bassi negli ultimi anni e solo grazie ad un ritmo di erogazione piuttosto blando per il periodo, a metà febbraio si sono assestati su livelli già visti in passato (nel febbraio 2017), consentendo di ritornare su un terreno esplorato e, dunque, meno temuto, sia da una prospettiva fondamentale che psicologica.
Se le temperature dovessero permanere, come sembra, al di sopra dei livelli normali anche per il prosieguo dell’inverno, la condizione degli stoccaggi non dovrebbe comportare particolari criticità. Resta inteso che se la coda dell’inverno dovesse riservare fredde sorprese, il basso livello di gas in stoccaggio potrebbe non consentire la flessibilità necessaria.
Lato LNG, in gennaio 2022 è stato registrato il record storico per i quantitativi di gas immessi nelle reti europee da terminali di rigassificazione.
Grazie all’abbondante flusso di LNG, il sistema gas europeo ha potuto allentare la tensione, consentendo ai prezzi spot di mantenersi inferiori rispetto a quanto visto in dicembre. Le importazioni via nave nel mese di febbraio, al momento, sono al di sotto del mese precedente, ma rimangono sostenute.
Grazie agli elevati livelli di prezzo che la curva forward TTF ha mantenuto nelle ultime settimane, gli arbitraggi fra l’area europea e quella asiatica hanno favorito l’Europa nell’attrarre navi con consegna prevista nel corso della primavera/estate. Questo dovrebbe garantire flussi di LNG abbondanti nel corso della Summer-22 e favorire un ulteriore rilassamento dei prezzi, in mancanza di altri elementi di impatto potenzialmente bullish.
Il tema centrale del mercato gas, attualmente, risulta la questione Ucraina. La tensione fra la Russia e il blocco USA/Europa spaventa per i possibili risvolti sul sistema gas europeo per più di un motivo. Primo fra tutti il fatto che attraverso l’Ucraina, normalmente, transita circa il 30/35% del gas russo diretto in Europa via pipeline (solo nel 2021 i flussi sono stati inferiori su questa direttiva) e un conflitto nella regione potrebbe costituire un impedimento al normale fluire del gas via tubo. Inoltre, uno dei temi caldi è la definitiva messa in esercizio del Nord Stream II, messa a repentaglio da ulteriori possibili sanzioni e impedimenti da parte degli USA in caso di escalation in Ucraina.
L’infrastruttura, infatti, nonostante sia pronta da settembre 2021, è ancora bloccata a causa di un iter burocratico che si è protratto più del previsto, unito alle numerose sanzioni da parte degli USA a diversi soggetti attivi nel progetto. Senza un conflitto a complicare le cose, la data di inizio esercizio potrebbe collocarsi nella seconda metà dell’estate/inizio autunno, ma se la questione Ucraina dovesse esplodere, l’inizio dell’attività del Nord Stream II potrebbe essere rimandata a data da destinarsi.
L’evoluzione della situazione geopolitica si configura dunque cruciale per il rilassamento o l’inasprimento dei prezzi del gas europeo e qualunque news, sia ottimistica che pessimistica sul tema, comporta volatilità e reazioni forti sui prezzi.
Nell’insieme, nonostante la situazione del sistema gas europeo si sia alleggerita rispetto ai mesi scorsi, l’incertezza generale potrebbe non consentire al mercato di seguire stabilmente una direzione, almeno fino alla definizione della situazione geopolitica e al consolidarsi di un mood prevalente.
Per i contratti indicizzati firmati prima dell'inizio del 2021 l'ultimo anno è stato uno dei più difficili, sia dal punto di vista finanziario che manageriale. L'ultimo mese...
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Per i contratti indicizzati firmati prima dell'inizio del 2021 l'ultimo anno è stato uno dei più difficili, sia dal punto di vista finanziario che manageriale.
L'ultimo mese dell'anno non poteva finire in altro modo che con il prezzo più alto nella storia del mercato: 281,24 €/MWh. E anche se la situazione in tutta Europa è stata simile, c'è una oscillazione abbastanza importante tra il costo medio europeo da paese a paese.
Per fare un esempio pratico, mercoledì 24 novembre 2021 il prezzo dell'elettricità all'ingrosso ha toccato i 385 €/MWh, contro il prezzo medio del 2020: 38,92€/MWh, ossia un decimo rispetto al prezzo dell'anno successivo.
La risposta chiara è SÌ, c'è. Il contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing si distingue per la sua versatilità e la possibilità di approfittare di finestre di opportunità nel mercato futuro, purché le condizioni contrattuali sottoscritte con il fornitore di energia elettrica permettano l'esecuzione di chiusure, cioè ordinare all'azienda che una parte della fatturazione per il futuro sia fatta in relazione al prezzo del prodotto scelto per quel periodo di tempo.
Con questo concetto in mente, fermiamoci un momento per spiegare qualcosa sui prodotti futures. Quando si firma un contratto indicizzato con possibilità di fixing per, per esempio, il 2023, durante il 2022 si potrebbero eseguire dei fixing di modo che, quando arriverà il momento di attivazione del contratto, lo si sarà già ottimizzato con i prezzi dell'anno precedente.
Questi fixing sono il prezzo di mercato per un periodo di tempo specifico, sia che si tratti di trimestri solari, mesi o settimane.
Immagine 2. Quotazioni mercato futures per i prodotti trimestali del 2022, al 25 gennaio. Fuente: OMIP
Quindi, avere un contratto indicizzato con possibilità di fixing significa avere la possibilità di approfittare delle quotazioni futures che possono rivelarsi vantaggiose o interessanti per noi. Per esempio, immaginiamo che, secondo le nostre previsioni di mercato, il Q3 del 2022 nell'immagine 2 ci sembri un buon prezzo. In questa ipotesi, potremmo fare un accordo con il nostro fornitore in modo che una quantità di elettricità, in % o carico base (per potenza richiesta), sia fatturata a 190 €/MWh. Il resto rimarrebbe ovviamente indicizzato.
Anche in un anno come il 2021 le previsioni dei sistemi più avanzati hanno fatto sì che molti consumatori, o gestori, abbiano potuto minimizzare l'impatto sfruttando queste finestre di opportunità.
Da anni, in Italia, gli energy manager, sia che facciano parte dello staff di un'azienda o che siano autonomi e gestiscano un portafoglio di clienti, possono contare su strumenti intelligenti di gestione dei contratti. Anche se nessuno ha la sfera di cristallo, è vero che esistono numerosi indicatori che permettono agli strumenti di previsione di approssimare ciò che accadrà. Dagli indici di prezzo come il Brent, alle ragioni geopolitiche e molte altre.
Strumenti come YEM optimization che, in situazioni come quella vissuta nel 2021, hanno permesso ai clienti di ottimizzare i loro contratti. L'esempio seguente mostra un caso di studio dello strumento per un contratto che ha iniziato ad essere ottimizzato nel 2021 e il cui inizio della fornitura era previsto per il 2022:
Immagine 3. Caso Studio YEM. Fonte: YEM
Grazie all'intelligenza del mercato, si possono ottenere risparmi significativi, come nel caso studio, tra 21 e 22 euro per MWh. Un importo che, moltiplicato per un consumo, per esempio, di 1 GWh all'anno, si tradurrebbe in un risparmio tra 21.000 e 22.000 euro. Man mano che il consumo aumenta, il risparmio diventa sempre più significativo.
Nel caso dell'immagine 3, YEM optimization raccomanda quando e perché eseguire i fixing in base allo storico e/o alle previsioni. I primi 2 (11 gennaio e 11 maggio) si riferiscono alle previsioni, al fine di chiudere in quel momento il 20% sia del Q1 che del Q2 del 2022 a causa della stima che questi prodotti stessero per aumentare notevolmente il loro prezzo nel mercato futures. E così è stato: all'epoca questi prodotti venivano scambiati rispettivamente a 60 €/MWh e 69 €/MWh. In questo momento i prezzi si attestano vicino a €224/MWh, tra le tre e le quattro volte in più rispetto al prodotto quotato all'inizio del 2021, quando lo strumento YEM consigliava di effettuare fixing su entrambi i trimestri.
i fixing basate su prezzi storici confrontano i prezzi futures in quel momento con quelli di periodi simili in altri momenti. Anche con l'incertezza vissuta nello scorso periodo, il tool è in grado di determinare che i prezzi stanno aumentando e, anche se non sono prezzi bassi (dato che la situazione era quella che era), l'opzione migliore era comunque quella di eseguire fixing per mitigare l'impatto della volatilità che sarebbe arrivata. Queste raccomandazioni arrivano proprio nel momento peggiore, da maggio 2021 e per tutto l'anno rimanente.
Avere un contratto indicizzato con la possibilità di fixing, è essenziale tanto quanto avere uno strumento per ottimizzarlo. Il tool permette di ottenere strategie di fixing personalizzate, nel caso di YEM optimization, per contratti indicizzati con possibilità di fixing.
Tale supporto è necessario per prevedere e comprendere le fluttuazioni dei prezzi dell'energia a medio e lungo termine. La piattaforma YEM optimization è supportata da esperti di EGM (ENGIE Global Markets) in Spagna e Francia, e REF-E in Italia, che analizzano costantemente i mercati dell'elettricità e del gas naturale fornendo previsioni accurate sull'andamento futuro dei prezzi, in particolare per il primo prodotto annuale (CAL+1).
Questo significa che anche in scenari come il 2021, con prezzi dell'elettricità molto alti, molti consumatori potrebbero risparmiare rispetto a quelli che non hanno un tool del genere. E le previsioni non sono ancora molto ottimistiche sui mercati, quindi anche nei peggiori scenari c'è sempre la possibilità di risparmiare.
Cosa sono il contango e la backwardation? quando e come possono interessare il responsabile acquisti questi fenomeni per la gestione del suo contratto a portfolio management? I...
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Cosa sono il contango e la backwardation? quando e come possono interessare il responsabile acquisti questi fenomeni per la gestione del suo contratto a portfolio management?
I termini contango e backwardation sono utilizzati spesso per descrivere la situazione del mercato future delle commodities, ma non è semplice comprendere cosa queste due caratteristiche esprimano rispetto alle aspettative degli operatori di mercato.
In generale, allineando i prezzi forward in un grafico, dai prodotti con scadenza più vicina a quelli con scadenza più lontana, la curva che si ottiene è la cosiddetta curva forward. Ogni commodity ha una sua peculiare forma, a causa della stagionalità che caratterizza i diversi prodotti.
Contango indica una situazione in cui i prezzi forward aumentano con l’allontanarsi della scadenza rispetto al momento attuale. I prezzi spot e a breve termine sono dunque inferiori ai prezzi dei prodotti con scadenza a lungo termine. Questa condizione di mercato è la condizione di normalità dei prezzi forward delle commodities – lasciamo per un attimo indietro le specificità di gas ed energia elettrica – e indica una situazione di domanda e offerta standard. Il motivo per il quale i prezzi dei prodotti con scadenze più lontani sono maggiori è normalmente da imputarsi ad una serie di fattori tipici dei mercati delle commodities fisiche, fra i quali i costi di deposito o stoccaggio delle materie prime in attesa che la merce venga fisicamente consegnata a un acquirente.
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Una situazione di anomalia nell’equilibrio fra domanda e offerta, sia attuale che prospettico, provoca un impatto sulla “normale” forma della curva forward.
Se la condizione di normalità è una curva in contango, un eccesso di offerta nel breve termine alla quale si contrappone una domanda più debole, comporta una amplificazione del contango, ovvero una maggiore differenza fra i prezzi spot (che si abbassano) e i prezzi forward a lungo termine (più alti). Viceversa, una domanda forte e un’offerta debole nel breve termine comporta una diminuzione della pendenza del contango, ovvero uno schiacciamento della curva che è dato dall’innalzamento dei prezzi spot (a causa della maggiore domanda) e dunque una minore differenza fra prezzi spot e prezzi forward.Quando questa situazione è estremizzata, ovvero la domanda è molto forte e l’offerta particolarmente limitata, da una situazione di riduzione del contango e appiattimento della curva si può passare a una situazione di backwardation.
Con il termine backwardation si indica una condizione di mercato in cui la curva forward ha una inclinazione opposta rispetto al contango, ovvero i prezzi spot e di breve termine sono più alti dei prezzi forward con scadenze più lontane nel tempo.
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In generale la forma della curva forward, che sia in contango o in backwardation o che sia più o meno marcata la pendenza dell’uno o dell’altro, offre indicazioni utili sulle aspettative del mercato (espressione, a loro volta, di domanda e offerta). Inoltre, poiché a mano a mano che ci si avvicina alle scadenze dei contratti, i prezzi forward tendono a convergere verso i prezzi spot (perché i costi associati alla posizione forward vanno ad allinearsi con i costi e le aspettative associati alla posizione spot), la lettura di eventuali anomalie nella forma della curva offre degli spunti interpretativi del comportamento che potrebbe avere il mercato nel breve termine.
Tornando a energia elettrica e gas naturale, per poter comprendere come interpretare le variazioni della forma della curva forward, è necessario avere in mente quale sia l’effetto della stagionalità sui prezzi e dunque la “normale” forma della curva.
Riprendendo quanto abbiamo scritto nell’articolo stagionalità gas e power, sia il gas che l’energia elettrica, soprattutto in Italia dove il legame fra questi è molto stretto, hanno teoricamente una curva forward che vede il Q1 come il trimestre a prezzo più alto, seguito dal Q4 (entrambi sono affetti dalle temperature invernali e dunque dalla maggiore domanda di gas per uso civile), a seguire il Q3 (il più caro fra i trimestri estivi grazie alle temperature maggiori e dunque alla necessità di energia elettrica per condizionare gli edifici) e infine il Q2, trimestre più basso fra tutti a causa delle condizioni miti delle temperature.
A seconda del momento in cui si guarda la forma della curva dunque, la condizione “normale” della curva forward varia: guardando in primavera la curva forward fino al termine dell’inverno ci si aspetta che questa sia in contango, mentre a inizio anno guardando al Q2 dovrebbe essere visibile una backwardation di breve.
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Contango e backwardation sono dunque la condizione “normale” a seconda del momento in cui ci si trova a guardare la curva forward.
Inoltre, la semplificazione qui proposta si basa sui prodotti trimestrali, i quali però sono composti da prodotti mensili che a loro volta hanno un prezzo diverso e una loro forma ipotetica all’interno del trimestre. Ad esempio, nel Q3 luglio dovrebbe essere il mese più caro, grazie alla morsa del caldo unita alla piena attività delle attività produttive, agosto il mese meno caro, a causa delle vacanze estive e settembre una via di mezzo, grazie alla ripresa delle attività dopo le vacanze e le temperature più miti.
Ciò che è fondamentale, quando si guarda alla curva forward, è comprendere se una situazione di contango o backwardation (e la relativa ampiezza) sia considerata “normale” oppure se è indice di una anomala condizione di domanda e offerta.
Ad esempio, nell’estate 2021, i prezzi spot molto alti a causa della scarsa offerta di gas, hanno raggiunto livelli più alti rispetto ai prodotti forward invernali che, in linea puramente teorica, avrebbero dovuto essere superiori rispetto ai prezzi estivi. La Backwardation che si è creata, assolutamente anomala rispetto alle condizioni standard della curva, ha avuto due conseguenze. La prima è stata una scarsa attrattività dei margini per l’iniezione di gas in stoccaggio, perché acquistare il gas in estate a un prezzo più alto per poi utilizzarlo in inverno vendendolo ad un prezzo teoricamente inferiore non appariva molto conveniente. La seconda conseguenza è stata una spinta bullish sulla curva: grazie ai prezzi spot elevati, la domanda di iniezione si è “spostata” in avanti nei mesi estivi successivi, che al momento avevano un prezzo inferiore rispetto ai prezzi spot, causando così il progressivo aumento dei prezzi su tutta la curva.
Le condizioni di anomalia della forma della curva esprimono dunque un disequilibrio rispetto a domanda e offerta che può essere utile per capire il mercato e avere una idea di come i prezzi potrebbero comportarsi in futuro.
Quando ci si occupa di energia elettrica o gas naturale non si può ignorare il fatto che si tratta di commodities, ovvero di materie prime standard (anche se per l’energia...
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Quando ci si occupa di energia elettrica o gas naturale non si può ignorare il fatto che si tratta di commodities, ovvero di materie prime standard (anche se per l’energia elettrica il termine materia prima non è esatto, ma rende l’idea) che vengono scambiate su mercati all’ingrosso europei/globali e che, per questo motivo, vi sia una componente di finanziarizzazione del mercato che ne determina alcune dinamiche rilevanti.
Col termine finanziarizzazione si vuole indicare l’esistenza di contratti puramente finanziari (detti derivati), in affiancamento ai classici contratti fisici, che vengono scambiati su mercati regolati o direttamente fra controparti in maniera bilaterale e che contribuiscono in maniera consistente alla creazione di una curva di prezzi forward ritenuta ufficialmente un riferimento per quel prodotto.
Un contratto si dice “fisico” quando è previsto che, a fronte di un prezzo fisso o variabile, venga consegnato, appunto, fisicamente il bene oggetto della compravendita. Fra le tematiche da contrattualizzare, vi è dunque anche il luogo fisico dove il bene verrà consegnato.
In ambito gas ed energia elettrica, un contratto standard fra controparti del mercato all’ingrosso comprende dunque un determinato quantitativo in MWh (anche per il gas si utilizza solitamente questa unità di misura), un periodo di delivery (ad esempio un mese, un trimestre o un anno), un profilo (standard di solito), un prezzo - fisso o variabile - e un punto di consegna. Lo scopo di un contratto fisico dunque è principalmente il reperimento del bene o della materia prima – gas naturale o energia elettrica – necessario a soddisfare una necessità.
A seconda di quale punto della catena del valore si osservi, esistono soggetti con una determinata necessità legata alla materia prima/al bene fisico: a monte i produttori di energia elettrica o gas hanno il bene/ la materia prima e devono venderla a qualcuno; a valle i consumatori hanno necessità di approvvigionarsi e devono fisicamente reperire il gas o l’energia elettrica da consumare.
Nel mezzo si trovano i soggetti che, sul mercato all’ingrosso, acquistano e vendono energia o gas naturale per soddisfare i bisogno delle controparti a monte (produttori) o a valle (consumatori). Sia a monte che a valle della filiera si esprime un bisogno fisico di materia prima ma anche una esposizione naturale al rischio prezzo.
Un produttore di energia elettrica avrà sempre la necessità di vendere l’energia che produce e per questo motivo sarà naturalmente esposto al rischio che il mercato oscilli, diminuendo o azzerando il suo margine. Ugualmente, a valle i consumatori avranno sempre necessità di utilizzare il gas naturale o l’energia elettrica e saranno esposti naturalmente al rischio che il prezzo di queste commodities salga e il costo energetico aumenti.
Ecco che da questa necessità nascono i prodotti finanziari, o derivati, che sono degli strumenti finanziari utilizzati soprattutto per coprirsi dal rischio che i prezzi in futuro si muovano nella direzione meno opportuna rispetto al proprio bisogno e che consentono di fissare in anticipo un prezzo per un bene o una materia prima che sarà consumata/acquistata o prodotta/venduta in futuro.
Un contratto finanziario ha le stesse caratteristiche di un contratto fisico ma non prevede la consegna del bene acquistato. Il valore del prodotto finanziario, detto anche derivato, deriva (appunto) da quanto si discosta il prezzo a cui viene negoziato rispetto ad un indice sottostante di riferimento.
Ad esempio, un contratto finanziario classico sul prodotto calendar Italia 2022, come i futures negoziati sul mercato EEX, prevede che, una volta stabilito un prezzo fra le parti, l’acquirente paghi questo prezzo e riceva in cambio un prezzo variabile (in questo caso il PUN) di tutte le ore e i giorni definiti nella durata.
Nella pratica, esprime il valore guadagnato o perso quando si sceglie di acquistare o vendere un prodotto fisico a prezzo fisso. Se il mercato sale, il prezzo fisso a cui si è acquistato sarà più basso del prezzo indicizzato a cui si vende, realizzando un guadagno. Al contrario, se i prezzi scendono, l’acquisto a prezzo fisso si rivela di fatto una perdita.
A prima vista non è immediato comprendere l’utilità di un contratto finanziario, considerando che non viene scambiato fisicamente alcun bene o materia prima, ma questo tipo di prodotto ha alcune caratteristiche che lo rendono invece molto importante.
Innanzitutto bisogna comprendere il beneficio di svincolare l’approvvigionamento o la vendita del bene (gas o energia) dal prezzo al quale lo si acquista o vende. Non sempre è facile trovare una controparte disposta a vincolarsi a lungo in un contratto fisico di acquisto o vendita con un prezzo fisso, perché il valore di un bene in un futuro lontano non è di immediata comprensione.
Per questo motivo, scindere la componente di prezzo dal reperimento o dalla vendita fisica offre un vantaggio non indifferente, ovvero una maggiore flessibilità. Ecco un esempio molto semplice per comprendere questo concetto: un cliente industriale deve approvvigionarsi di energia elettrica o gas per i prossimi 15 anni e, nonostante sia certa la necessità di reperire fisicamente l’energia o il gas, preferisce non chiedere un prezzo fisso.
Richiede invece una fornitura a prezzo variabile, ma con l’aggiunta dell’opzione di fixing, in modo da assicurarsi la fornitura fisica, da un lato, rimanendo a prezzo indicizzato fino a quando non ritiene opportuno richiedere la fissazione del prezzo di una parte del suo contratto. Il reperimento dell’energia o del gas è dunque svincolato dalla fissazione del prezzo, che viene gestito, di fatto, come una componente “finanziaria” separata dall’acquisto della materia prima.
Riprendendo l’esempio precedente, se si affianca l’utilizzo dello stesso prodotto finanziario all’acquisto fisico dell’energia elettrica a prezzo variabile, ecco che si ottiene il medesimo risultato di un acquisto di energia elettrica a prezzo fisso (a parità di prezzo variabile di riferimento e di quantità e periodo di delivery).
Un altro vantaggio dei derivati finanziari è che, diversamente da un contratto di natura fisica, possono essere acquistati e venduti più volte prima del periodo di delivery, consentendo di approfittare di salite o discese dei prezzi di mercato in maniera totalmente svincolata dall’approvvigionamento o dalla vendita fisica di energia elettrica o gas. Questa caratteristica li rende interessanti anche per investitori che non hanno necessità fisiche di approvvigionamento o di vendita, ed ecco perché si sente parlare spesso di speculazione o di trading.
Al di là della consegna fisica o meno del gas o dell’energia elettrica, i prodotti fisici e finanziari finanziari sono assimilabili in tutto e per tutto come risultato economico e come riferimento di prezzo.
Fra i vantaggi dei derivati finanziari c’è però una maggiore liquidità. I soggetti che hanno necessità di coprirsi dal rischio prezzo, infatti, possono agevolmente acquistare o vendere prodotti finanziari senza dover necessariamente concludere un contratto fisico a prezzo fisso. Inoltre lo scambio di prodotti finanziari consente di prendere delle posizioni puramente speculative senza impegnarsi nella consegna o nel ritiro fisico del bene sottostante.
Di contro va detto che tutti i prodotti finanziari sono standard e questo obbliga i soggetti che necessitano di copertura ad assumersi il rischio che il proprio profilo di consumo o di produzione non sia perfettamente coperto dal prodotto finanziario.
I mercati regolati sono delle piattaforme sulle quali gli operatori abilitati possono vendere o acquistare energia elettrica o gas naturale. Diversamente da quanto accade per i...
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I mercati regolati sono delle piattaforme sulle quali gli operatori abilitati possono vendere o acquistare energia elettrica o gas naturale.
Diversamente da quanto accade per i contratti bilaterali, nei quali due controparti si interfacciano fra loro e negoziano direttamente una transazione, sui mercati regolati il mercato stesso si configura come controparte centrale di tutte le transazioni. Non è necessario dunque identificare una controparte, negoziare direttamente con essa, esporsi finanziariamente a vicenda, ma grazie alle piattaforme ogni transazione avviene fra l’operatore e il mercato stesso.
Questo meccanismo consente agli operatori di essere tutelati rispetto ad alcuni rischi, come il rischio credito o il rischio che la controparte venga meno, per qualunque motivo, agli accordi negoziati. Inoltre questo agevola la liquidità e l’incontro fra domanda e offerta.
Per quanto alcune caratteristiche siano comuni fra i vari mercati regolati, le diverse piattaforme hanno alcune peculiarità, a seconda che si tratti di mercati spot o mercati future, che si negozi gas naturale o energia elettrica.
I mercati spot sono il luogo in cui ci si scambia power o gas sul breve termine, tipicamente il day ahead e i prodotti intraday. Per quanto riguarda l’energia elettrica, il mercato spot italiano è gestito dal Gestore dei Mercati Energetici – GME –, mentre per una buona parte dei mercati dell’Europa centrale, come Francia o Germania, il mercato regolato si chiama EPEX Spot.
Su queste piattaforme, per ciascuna ora del giorno, il meccanismo di mercato prevede l’incrocio fra domanda e offerta, ordinate in ordine di prezzo; il prezzo si forma per ciascuna ora nel punto in cui le quantità in acquisto (domanda – in arancione nel grafico qui di seguito) eguagliano le quantità in vendita (offerta – in verde nel grafico).
Per il gas, invece, in Italia il mercato spot è gestito dal GME, all’estero da European Energy Exchange - EEX - (ex Powernext). Il mercato spot del gas naturale non ha una granularità oraria, come accade per l’energia elettrica, ma giornaliera.
I prezzi che si formano sui mercati spot dell’energia elettrica (come il PUN) sono il riferimento per i prezzi dei mercati future quando i prodotti entrano in delivery. Per quanto riguarda il gas, invece, come riferimento per i contratti forward o future sono più utilizzati indici di diversa derivazione, come ad esempio quelli pubblicati da Heren.
I mercati future, invece, sono piattaforme di contrattazione continua su cui i venditori e i compratori si scambiano quantità di gas ed energia elettrica con periodo di consegna differito nel tempo e profili standard. Sul mercato EEX, European Energy Exchange, si negoziano future sull’energia elettrica che non prevedono la consegna fisica dell’energia, ovvero prodotti puramente finanziari, in relazione ai diversi mercati nazionali (Italia, Germania ecc). Sulle piattaforme di Ice Future e EEX (ex Pegas), invece, si negozia il gas naturale e la consegna fisica è solitamente prevista di default.
Su queste piattaforme, affinché una transazione abbia luogo, l’operatore deve interagire sulla piattaforma dove altri operatori avranno a loro volta mostrato le proprie intenzioni ad acquistare o vendere un determinato prodotto e una determinata quantità. Le diverse transazioni vengono ordinate per fare in modo che il prezzo visibile sia, da un lato, il più alto prezzo a cui qualcuno è disposto ad acquistare (il cosiddetto best bid) e, dall’altro, il prezzo più basso a cui qualcuno è disposto a vendere (best ask).
Ogni giorno, dopo la chiusura dei mercati, viene pubblicato il cosiddetto prezzo di settlement, ovvero un prezzo di riferimento che sia significativo delle diverse transazioni avvenute nel giorno per ciascun prodotto. Questo è il prezzo che viene poi utilizzato anche come riferimento per i grafici e le analisi che vengono effettuati o pubblicati ex post.
Innanzitutto i mercati regolati offrono sui loro siti internet la possibilità di vedere, gratuitamente, l’andamento dei prezzi, del giorno stesso o di un periodo di tempo definito (es: ultimo mese, ultimo anno) sotto forma di grafico. E’ utile per chi non si occupa quotidianamente di mercati poter consultare con poco sforzo questi siti per seguire, almeno qualitativamente, l’evoluzione dei prezzi nel tempo.
Inoltre, i prezzi che si formano sui mercati regolati sono un importante riferimento di prezzo per i contratti di fornitura indicizzati, sia per il periodo di consumo (delivery) che per il periodo precedente, poiché, ricordiamoci, i prezzi future esprimono la migliore approssimazione dei prezzi medi che potrebbero verificarsi in futuro sul mercato spot, secondo gli operatori.
La richiesta di fixing o in generale la fissazione di un prezzo per la fornitura di energia elettrica o gas naturale, risulta in questo periodo molto onerosa non solo a causa del...
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La richiesta di fixing o in generale la fissazione di un prezzo per la fornitura di energia elettrica o gas naturale, risulta in questo periodo molto onerosa non solo a causa del livello assoluto dei prezzi o dei maggiori costi finanziari derivanti da questi aumenti (ne abbiamo parlato nell’articolo Fixing e prezzi alti, quali conseguenze?), ma anche in buona parte a causa della volatilità e della liquidità del mercato.
Quando un cliente richiede un fixing, il fornitore, per essere in grado di fare un’offerta al cliente e coprirsi a sua volta, fa riferimento ai prezzi del mercato all’ingrosso. Qui, per ogni prodotto standard della curva forward è presente una quotazione che è data da un bid (il prezzo più alto a cui gli operatori sono in quel momento disposti ad acquistare) e un ask (il più basso prezzo a cui gli operatori sono disposti a vendere).
Quando il bid/ask, ovvero la differenza fra il migliore bid e il migliore ask, è di pochi centesimi di €/MWh, significa che è veloce e poco costoso aprire e chiudere delle posizioni, che ci sono molti operatori attivi sul mercato e alti volumi scambiati e dunque si dice che la liquidità è elevata. Viceversa, se la differenza è ampia, è difficile che la domanda e l’offerta si incontrino e dunque le transazioni sono più lente e meno numerose e la liquidità in questo caso si dice bassa.
Il prezzo “fair” o “giusto”, è normalmente la media fra il bid e l’ask, il punto di incontro ideale fra la domanda e l’offerta. Maggiore è la liquidità, più la differenza fra il prezzo “fair” e il bid o l’ask è inferiore. Con liquidità bassa, invece, il prezzo “fair”, ovvero il prezzo medio, ha una differenza consistente rispetto al bid o all’ask e questo comporta una maggiore difficoltà nel negoziare una transazione.
Quando il fornitore deve fare una quotazione al cliente, dunque, l’alta o bassa liquidità ha un impatto diretto sul prezzo del fixing. In un momento di alta liquidità il fornitore non ha difficoltà a negoziare una transazione sul mercato, il prezzo da lui ottenuto sarà molto vicino al prezzo di ask e a poca distanza dal prezzo “fair”. Per questo motivo non sarà necessario richiedere una commissione molto elevata al cliente.
In un momento di scarsa liquidità, il fornitore potrebbe non riuscire a chiudere facilmente la transazione, nemmeno pagando un prezzo più alto del prezzo ask. Per questo motivo il prezzo offerto al cliente dovrà essere abbastanza elevato da consentire al fornitore di coprirsi a sua volta e sarà tendenzialmente molto maggiore di quello “fair”.
La volatilità del mercato rappresenta l’ampiezza delle oscillazioni dei prezzi in un determinato periodo di tempo. Quando viene richiesto un fixing da un cliente, anche la volatilità è un elemento di impatto non trascurabile sull’offerta fatta dal fornitore. Non solo l’indicazione del prezzo, ma anche la durata temporale dell’offerta (entro cui il cliente ha facoltà di confermare o rifiutare il fixing proposto dal fornitore) sono dipendenti dalla volatilità del mercato.
Quando la volatilità è bassa, le oscillazioni di prezzo sono moderate ed è minore il rischio che il mercato salga e superi il livello di prezzo a cui il fornitore tendenzialmente dovrebbe coprirsi. Viceversa, se il mercato è molto volatile, è più facile che le oscillazioni provochino il superamento del prezzo di riferimento del fornitore e che questi possa subire una perdita.
Per questo motivo, quando la volatilità è bassa il prezzo che viene offerto dal fornitore solitamente incorpora una componente contenuta di maggiorazione a tutela del margine del fornitore e la durata dell’offerta di fixing è più lunga. Viceversa, con una volatilità elevata, il fornitore tenderà a proporre un prezzo maggiore per non rischiare di subire una perdita e il tempo di validità dell’offerta potrebbe ridursi.
Maggiore è la durata dell’offerta richiesta dal cliente, maggiore dovrebbe essere, a parità di condizioni, il prezzo proposto dal fornitore, in modo che possa tutelarsi dalle oscillazioni dei prezzi per il tempo necessario al cliente per accettare o meno l’offerta di fixing.
In periodi di bassa liquidità e/o alta volatilità il fixing tende dunque a risultare più oneroso per il cliente, a causa della necessità del fornitore di tutelarsi a sua volta. Questo non significa che, nonostante tutto, non valga la pena richiedere dei fixing, ma solo che le condizioni di mercato potrebbero comportare dei costi addizionali.
La scelta di fissare o meno il prezzo di una quota della propria fornitura dovrebbe comunque basarsi sulla view di mercato e sulla valutazione del rischio che mantenere un prezzo indicizzato comporta.
In periodi in cui gas ed energia elettrica hanno prezzi molto alti per molto tempo, come sta succedendo in Europa ormai da qualche mese, alcuni temi tipici del mercato...
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In periodi in cui gas ed energia elettrica hanno prezzi molto alti per molto tempo, come sta succedendo in Europa ormai da qualche mese, alcuni temi tipici del mercato all’ingrosso, come i costi finanziari, la liquidità o la volatilità dei mercati diventano estremamente critici per i fornitori e si ripercuotono a valle, fino ad impattare il cliente finale della fornitura.
Per comprendere queste dinamiche è necessario analizzare quali sono le attività e i costi relativi all’approvvigionamento di gas o energia elettrica che un fornitore tipicamente sostiene quando ha un portafoglio di clienti a cui vende questi beni.
Per acquistare fisicamente gas o energia elettrica da una controparte o dal mercato spot, a prescindere dalla formula di prezzo scelta dai clienti, un fornitore deve fornire delle garanzie finanziarie a copertura dei suoi acquisti. Queste sono solitamente dimensionate rispetto ai volumi acquistati e al valore in € (chiamato nozionale) corrispondente.
Se il prezzo del gas è passato da 20 €/MWh a 80 €/MWh, a parità di volumi acquistati, una garanzia finanziaria di importo fisso, oggi, sarà sufficiente a coprire (molto) meno della metà delle quantità coperte l’anno scorso. Nella pratica questo si traduce in aumentate (triplicate o quadruplicate) necessità finanziarie a parità di volumi di gas o energia elettrica acquistati.
La conseguenza diretta è che un fornitore deve oggi affrontare costi finanziari molto maggiori rispetto a qualche mese fa, solo per potersi approvvigionare fisicamente del gas o dell’energia elettrica necessari a soddisfare i suoi clienti, a prescindere dalla formula di prezzo richiesta da questi ultimi.
Aumentati costi finanziari sono dovuti anche ai maggiori squilibri di cassa dei fornitori tipici dell’attività di vendita. Se un cliente che acquista energia elettrica o gas paga la sua fornitura a 30-60-90 giorni dal mese del consumo (a seconda delle condizioni contrattuali), il fornitore tipicamente paga molto prima l’energia elettrica o il gas che ha acquistato. I termini di pagamento variano da una/due settimane dopo il prelievo – termini tipici dei mercati spot – a 15/20 giorni dopo il termine del mese di consumo secondo gli standard contrattuali fra controparti. Se i prezzi di gas ed energia elettrica aumentano, tendenzialmente lo squilibrio di cassa che ne deriva è amplificato e questo può causare un aumento nei costi finanziari del fornitore.
Oltre ai costi finanziari precedenti, comuni a tutte le formule di prezzo (fisso o variabile), un ulteriore costo finanziario si palesa quando si parla di fixing. Quando un cliente desidera fare un fixing su una quota dei suoi consumi, infatti, il fornitore si trova a sua volta a dover effettuare una copertura finanziaria per bloccare il prezzo offerto al cliente e non rimanere esposto alla variabilità dei prezzi.
Quindi il fornitore dovrà rivolgersi a una controparte o al mercato direttamente per stipulare un contratto finanziario e, neanche a dirlo, per poterlo fare è necessaria o una garanzia finanziaria o un deposito cash, dimensionato, ancora una volta, rispetto al nozionale (prezzo x quantità). Anche in questo caso, prezzi più alti significa garanzie o depositi di maggiore entità rispetto a qualche mese fa e dunque costi maggiori per il fornitore e, di conseguenza, maggiori costi anche per il cliente.
Fra i costi finanziari che vengono sostenuti dai fornitori per l’attività di vendita di gas ed energia elettrica ad un portafoglio di clienti finali, quelli sopra citati sono i più rilevanti come impatto diretto sul cliente nel momento di mercato attuale. Gli aumenti dei prezzi costringono dunque i fornitori a sostenere dei costi molto maggiori rispetto all’anno scorso e questo normalmente viene incorporato nelle offerte che vengono fatte ai clienti. Non solo, dunque, la fornitura risulta più onerosa a causa del livello assoluto dei prezzi, ma anche, indirettamente, a causa di come questi aumenti si ripercuotono sui costi finanziari dell’intera filiera energetica.
Nel 2020 i mercati hanno avuto un crollo a seguito del covid, nel 2021 la crescita dei prezzi di gas ed energia elettrica è stata continua e inarrestabile. Mai come in questi...
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Nel 2020 i mercati hanno avuto un crollo a seguito del covid, nel 2021 la crescita dei prezzi di gas ed energia elettrica è stata continua e inarrestabile.
Mai come in questi ultimi due anni è stato cruciale saper compiere le scelte giuste al momento giusto. Quali lezioni abbiamo imparato? E come queste possono aiutarci a migliorare l’approccio per l’ottimizzazione dei costi energetici in futuro?
Sbagliando si impara, o per lo meno dovrebbe essere così. A volte però capita di sovra reagire ad alcuni errori compiuti in passato, facendo esattamente l’opposto ed incappando invece in una situazione ancora peggiore.
Un tipico esempio di sovra reazione: un cliente per il 2020 ha avuto un contratto a prezzo fisso, non ha potuto approfittare del ribasso dei prezzi dovuto al covid, pagando più cara la sua fornitura, e per questo motivo ha deciso di scegliere un contratto totalmente a prezzo variabile per il 2021. Nel corso del 2021 sicuramente avrà rimpianto questa decisione, per la quale non ha tenuto in considerazione altro se non la delusione dell’anno precedente.
Bisogna ricordare che il mercato non si comporta necessariamente allo stesso modo da un anno al successivo e la soluzione che sarebbe stata “vincente” l’anno prima può essere la più disastrosa l’anno dopo.
Per questo motivo è utile pianificare l’approccio alla gestione della fornitura con gli strumenti adeguati. Un prezzo variabile con fixing consente il maggior grado di flessibilità possibile e può essere una scelta opportuna per la propria fornitura sia negli anni in cui i prezzi scendono, se si è correttamente optato per il prezzo variabile, sia negli anni di prezzi alle stelle, se i fixing sono stati richiesti al momento giusto.
Ogni cliente è diverso da un altro: cambiano i volumi e il tipo di fornitura, e cambia anche la propensione al rischio. Su quest’ultimo punto non sempre i clienti sono esperti, e può quindi diventare necessario per il fornitore non solo trovare la strategia migliore per il proprio cliente, ma anche accompagnarlo verso il rischio più adatto a lui, ricordando che le strategie di fixing cambiano anche a seconda della propensione.
L’accompagnamento del cliente verso il suo profilo può svilupparsi in diversi modi: ad esempio, con un test di propensione al rischio. In parole povere, avere tempo e risorse da dedicare alla conoscenza dei propri clienti e ad un trattamento impostato a partire dalle loro caratteristiche è una delle pratiche migliori che un fornitore possa mettere in atto.
Per quanto sia fastidioso ammetterlo, in alcuni periodi più che migliorare il prezzo di fornitura è necessario concentrarsi sul limitare le perdite. Quest’anno molti clienti, davanti alla rapida salita dei prezzi e nonostante le previsioni di continuo rialzo, hanno preferito non richiedere dei fixing nella speranza di un ribasso, prima o poi, piuttosto che fissare un prezzo molto alto, mettendo di fatto nero su bianco un costo elevato.
In questi casi, soprattutto di fronte a dei prezzi talmente alti da non avere precedenti, è difficile compiere scelte così importanti con razionalità ed è normale che diminuisca la fiducia nelle previsioni di mercato a fronte di una speranza, seppur minima, che il mercato cambi direzione. Per evitare di trovarsi impreparati di fronte a una situazione così critica, sarebbe utile pianificare con anticipo un limite massimo superato il quale richiedere dei fixing e limitare le perdite, quantomeno su una porzione di profilo. L’utilizzo delle cosiddette stop loss è ciò che spesso può fare la differenza fra una gestione corretta ed una eccessivamente rischiosa.
Se questi due anni ci hanno insegnato qualcosa, quindi, probabilmente la lezione principale è che è necessario un approccio strutturato e razionale alla gestione dei costi energetici. Servono gli strumenti giusti per seguire i mercati, serve la flessibilità del contratto (prezzo variabile con fixing), ma serve anche una linea guida per prendere le decisioni corrette nei momenti critici, pianificando come affrontare al meglio le diverse situazioni.
Anche anticipare la contrattualizzazione può essere una buona idea. Poiché la flessibilità offerta da un contratto indicizzato con possibilità di fixing è maggiore all’aumentare del tempo a disposizione prima dell’inizio della delivery (quando cioè si consuma effettivamente), attivare il contratto pochi mesi prima dell’inizio dei consumi limita di fatto i potenziali benefici di questa opzione.
Anticipare la contrattualizzazione per poter valutare eventuali fixing su un intervallo più lungo aumenta le possibilità di ottimizzazione, oltre a rendere di fatto meno stressante la gestione della propria fornitura.
Il momento storico nel quale ci troviamo è caratterizzato da un’altissima volatilità di mercato nel settore dell’energia. Per fare un esempio, il 7 ottobre 2021, poco più di un...
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Il momento storico nel quale ci troviamo è caratterizzato da un’altissima volatilità di mercato nel settore dell’energia.
Per fare un esempio, il 7 ottobre 2021, poco più di un mese fa, l’indice Ttf (Title transfer facility -glossario) ha visto il suo valore crescere quasi del 40%. Ha superato di circa dieci volte il valore di inizio anno, con un prezzo che superava i 160 euro Mhw/h.
Questa situazione crea il forte bisogno nel cliente di conoscere meglio il mercato: l’incertezza che deriva dalla situazione attuale fa sì che chi stipula un contratto di fornitura energetica B2B senta la necessità di capire i meccanismi che stanno alla base di queste ampie fluttuazioni di prezzo.
Solitamente è proprio al fornitore che vengono chieste spiegazioni sui cambiamenti in bolletta, quando ce ne sono.
Come fare, quindi, per offrire sempre un servizio impeccabile ai propri clienti ed essere in grado di rispondere alle loro esigenze e ai loro dubbi in un momento simile? Il tutto senza impazzire, ovviamente.
Ecco allora le 5 best practices che, se entrate a far parte della routine del fornitore, possono svoltare le sue performances.
Potrebbe sembrare una banalità, ma non c’è nulla di più sbagliato! L’osservazione dell’andamento dei prezzi è alla base della gestione dei contratti energetici; il mercato dell’energia è influenzato da molteplici fattori, le cui conseguenze si ripercuotono in modo significativo sull’importo di energia elettrica e gas, quindi il monitoraggio costante è una regola essenziale per non farsi cogliere troppo impreparati dal mercato.
Oltre al monitoraggio è soprattutto importante avere una visione d’insieme, ovvero un’idea del trend nel quale ci si trova: come già accennato, ora più che mai i clienti sentono il bisogno di capire il mercato, e vogliono quindi spiegazioni su come le dinamiche influenzano i prezzi finali. Per poter fornire questa sicurezza in più è necessario mostrarsi preparati, e avere accesso a previsioni accurate e puntuali. Non solo! Ciò che può davvero fare la differenza è la possibilità di accedere a chiarimenti, e magari anche ad analisi retrospettive, per poter argomentare le scelte di mercato prese.
Ogni cliente è diverso da un altro: cambiano i volumi e il tipo di fornitura, e cambia anche la propensione al rischio. Su quest’ultimo punto non sempre i clienti sono esperti, e può quindi diventare necessario per il fornitore non solo trovare la strategia migliore per il proprio cliente, ma anche accompagnarlo verso il rischio più adatto a lui, ricordando che le strategie di fixing cambiano anche a seconda della propensione.
L’accompagnamento del cliente verso il suo profilo può svilupparsi in diversi modi: ad esempio, con un test di propensione al rischio. In parole povere, avere tempo e risorse da dedicare alla conoscenza dei propri clienti e ad un trattamento impostato a partire dalle loro caratteristiche è una delle pratiche migliori che un fornitore possa mettere in atto.
Questa regola è vera generalmente, ma diventa ancora più importante oggi. Come dicevamo, i prezzi delle materie prime e dell’energia alle stelle e il clima di ansia e incertezza dei mercati hanno acuito il bisogno (che comunque già esisteva) dei clienti di conoscere le dinamiche dietro la volatilità di mercato.
Puntare quindi su un servizio post-vendita di cura al cliente che consiste in un accompagnamento, nel renderlo consapevole di cosa sta succedendo nel mercato e di come sono fatte le previsioni è sicuramente un’ottima pratica, che permette di aumentare la propria credibilità e la fiducia dei clienti. In questo modo, il cliente capisce meglio anche i rischi del mercato e non butta tutta la responsabilità degli aumenti di prezzo sul fornitore.
La reattività è da sempre una caratteristica importante per il KAM del fornitore: l’importanza di questa caratteristica, come di altre, è stata aumentata dalla situazione dei mercati attuale. Quando il cliente decide di fissare un prezzo, la reattività del fornitore è fondamentale per evitare che lo scenario cambi e che non sia più possibile effettuare un fixing al prezzo sperato.
Logicamente, in un mercato ballerino come quello dell’energia oggi bisogna essere ancora più scattanti. La reattività del fornitore viene completata poi dalla sua proattività, ovvero la capacità di anticipare i bisogni dei clienti.
Un punto poco considerato ma sicuramente importante è quello di fissare regole chiare e facilmente implementabili a monte della stipula di un contratto. Lasciare le decisioni sul contratto energetico del cliente al day-by-day può rivelarsi molto rischioso, perché potrebbe significare dover rincorrere il mercato e aumentare la reattività del fornitore a livelli non sostenibili.
Definire il modo e la frequenza con i quali si inviano gli alert ai clienti per permettere loro di ottimizzare gli acquisti, ad esempio, è una good practice che può evitare al fornitore lavoro extra e di urgenza.
In conclusione, le best practices di un fornitore, per essere davvero utili, vanno adattate al momento storico che stiamo vivendo e soprattutto alle esigenze dei clienti; capirle e anticiparle è il vero punto di svolta nel lavoro di un KAM.
In un contesto cosí incerto come quello odierno, la scelta del tipo di contratto non può essere effettuata seguendo una logica speculativa: c’è da chiedersi se non convenga proporre ai propri clienti piuttosto una fornitura a prezzo variabile con possibilità di fixing, accompagnandoli quindi ad un cambio di mentalità.
Questo è un esempio di una possibile soluzione ipotizzata sulla base di quelli che saranno i bisogni dei clienti in un prossimo futuro, e rientra nella logica delle 5 best practices che noi di YEM consigliamo ai fornitori.
Certo, implementare tutte queste pratiche e inserirle in una routine già piena non è facile; la soluzione ancora una volta potrebbe proprio venire dal digitale. L’esistenza di un tool che permetta di dedicare più cure e attenzioni ai clienti e all’analisi dei mercati senza levare risorse preziose, specialmente in termini di tempo, ad altre attività è un punto potenzialmente molto interessante per i fornitori.
La produzione di energia elettrica da carbone o lignite è sicuramente una delle più antiche e consolidate in Europa, dove le scorte di carbone (e lignite) sono abbondanti,...
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La produzione di energia elettrica da carbone o lignite è sicuramente una delle più antiche e consolidate in Europa, dove le scorte di carbone (e lignite) sono abbondanti, soprattutto nell’area centro orientale. La disponibilità in loco e la semplicità di estrazione e di sfruttamento di questo combustibile fossile possono esser considerati le basi su cui si è sviluppata la rivoluzione industriale in Europa.
Anche in tempi recenti il carbone è stato ampiamente sfruttato per la produzione termoelettrica, sia in Italia che nel resto di Europa, ed è tuttora una componente importante del mix energetico di molti paesi, come la Germania (ne abbiamo parlato anche nell’articolo Energia rinnovabile, mix energetico e spinta green europea), la Polonia e i paesi dell’est Europa.
Il prezzo del carbone dunque risulta essere un driver importante per il prezzo dell’energia elettrica, soprattutto in relazione al mercato tedesco e, grazie alle numerose interconnessioni fra i paesi del centro Europa, il suo impatto filtra anche nelle dinamiche dei mercati limitrofi.
Ecco quindi che si parla del cosiddetto “clean dark spread” (abbreviato CDS), ovvero la formula che esprime la marginalità del produrre energia elettrica utilizzando il carbone, al netto del costo della CO2 emessa nel processo di combustione.
Poiché il costo della CO2 è stato basso per molti anni, produrre energia elettrica da carbone, pagando cifre molto basse per le (alte) emissioni prodotte, è sempre stato piuttosto conveniente rispetto alla produzione elettrica da gas naturale. Proprio per questo motivo, l’energia elettrica in Germania, in passato, aveva un prezzo molto inferiore rispetto all’energia in Italia, dove si utilizza in prevalenza il gas naturale.
Per buona parte di quest’anno, a causa dell’aumento del prezzo delle emissioni di CO2, la marginalità del carbone è andata diminuendo. Poiché la produzione di 1 MWh di energia elettrica da carbone produce quasi una tonnellata di CO2, il costo della produzione termoelettrica a carbone si è avvicinato a quello della produzione da gas naturale (che emette oltre il 60% di CO2 in meno rispetto al carbone), introducendo fra gli elementi di impatto sui prezzi anche il “coal switch”.
Questo termine indica il punto di equivalenza fra il costo di produzione di 1 MWh elettrico da gas naturale o da carbone, ovvero il produrre energia utilizzando un combustibile o l’altro costa pressoché uguale.
Da qualche mese a questa parte, però, con la ripida crescita dei prezzi del gas naturale, la competizione fra gas naturale e carbone per la produzione termoelettrica è andata scemando, grazie agli ampi e maggiori margini economici garantiti dal carbone, nonostante l’aumento di prezzo della CO2.
La diminuzione della convenienza del carbone rispetto al gas naturale è un elemento fondamentale per permettere all’Unione Europea di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione. La parziale o totale dismissione delle centrali elettriche a carbone e lignite, le più emissive in termini di CO2 e anidride solforosa, è stata pianificata da diversi paesi (fra i quali, in testa, proprio la Germania), ma solo l’annullamento della marginalità può effettivamente spingere verso una dismissione del carbone che sia giustificabile non solo politicamente ma anche, soprattutto, economicamente.
Questa progressiva modifica della composizione del mix energetico europeo, però, se da un lato consentirà di diminuire le emissioni, dall’altro pone non pochi problemi strutturali. Le centrali a carbone e lignite sono tendenzialmente a copertura della fascia baseload, producono cioè quasi 24/7, a causa delle alte temperature raggiunte nel processo che limitano fortemente la flessibilità e la modulabilità degli impianti.
E’ possibile presumere che il solo aumento delle rinnovabili previsto non sarà sufficiente a garantire la copertura delle ore di baseload per subentrare al carbone a causa della non programmabilità e variabilità di sole e vento. Questo apre la strada all’ulteriore sviluppo del gas naturale come risorsa di flessibilità per far fronte alla non programmabilità delle rinnovabili, garantendo maggiore sicurezza e stabilità del sistema elettrico europeo.
Un’altra conseguenza della futura dismissione delle centrali a carbone riguarda il potenziale di autosufficienza energetica europea. Nonostante per svariati motivi una quota consistente del carbone utilizzato in Europa provenga dal Sud Africa, e sia dunque soggetto alle dinamiche tipiche dell’approvvigionamento dall’estero, non si può non considerare che il carbone e la lignite in realtà sono combustibili “autoctoni”, ovvero sono presenti diverse miniere in Europa che possono essere sfruttate per estrarre la materia prima da utilizzare per la produzione elettrica.
L’eliminazione del carbone dal mix energetico europeo e la dismissione delle centrali comporterà un aumento della dipendenza europea dall’import di materie prime da paesi esteri e di conseguenza una sempre maggiore incapacità dell’Europa di essere potenzialmente autosufficiente a livello energetico.
Si sente spesso parlare di stop loss e take profit in riferimento ai contratti di fornitura indicizzati con possibilità di fixing. Qual è il significato di questi termini derivati...
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Si sente spesso parlare di stop loss e take profit in riferimento ai contratti di fornitura indicizzati con possibilità di fixing. Qual è il significato di questi termini derivati dal trading e perché può essere utile imparare ad usarli?
Normalmente, entrambi questi termini indicano un’operazione (acquisto o vendita) con la quale si mette fine alla propria esposizione rispetto ai movimenti dei prezzi di mercato. Nel caso della “stop loss”, ovvero letteralmente “stop alle perdite”, si chiude una posizione che genera una perdita, onde evitare che i movimenti di mercato provochino danni ulteriori ritenuti non accettabili. Nel caso del “take profit”, ovvero “prendi il profitto”, si chiude una posizione che sta generando un guadagno, per consolidare il profitto atteso e non rischiare che i movimenti di mercato possano erodere il margine positivo ottenuto.
Entrambi i termini portano con sé una componente di valutazione (ho fatto bene, ho fatto male, sto guadagnando molto, sto perdendo troppo) che non può prescindere dalla comparazione fra il prezzo di mercato e un prezzo di riferimento (o benchmark). Per esempio, se un trader ha acquistato 1 MW di calendar 2022 ad un prezzo di 100 €/MWh, il guadagno (se il prezzo del mercato sale) o la perdita (se questo scende) sono dati dalla differenza fra il prezzo di mercato e il prezzo a cui è stato acquistato il calendar.
La stop loss sarà dunque quel livello di prezzo oltre il quale la differenza rispetto al prezzo di acquisto genera una perdita eccessiva e che comporta la chiusura immediata della posizione. Il take profit, ugualmente, sarà quel livello di prezzo oltre il quale la differenza rispetto al prezzo di acquisto genera un profitto sufficiente e il trader desidera chiudere la posizione per realizzare il guadagno.
Calando questi termini nel mondo dei contratti di fornitura indicizzati con fixing, una “stop loss” è la richiesta di un fixing in un momento in cui il mercato è bullish, per fermare le perdite ed evitare che il costo della propria fornitura lieviti ulteriormente (prezzo massimo). Viceversa, un take profit è la richiesta di fixing per approfittare di un mercato in discesa e fissare un prezzo ritenuto conveniente per la propria fornitura (prezzo target).
Anche in questo caso è necessario identificare un livello di riferimento benchmark che ci consenta di valutare la “perdita” o il “guadagno” e dunque anche definire la stop loss e il take profit.
Molto spesso un cliente utilizza come benchmark il prezzo stabilito in sede di budget, al di sopra del quale il prezzo della fornitura viene considerato “alto” e al di sotto del quale, viceversa, sarà considerato “basso”. Di conseguenza, la stop loss del cliente è quel livello di prezzo oltre il quale il costo della fornitura è ritenuto “non accettabile” perché troppo alto rispetto al benchmark utilizzato. Se il mercato dovesse raggiungere questo livello, dunque, farà scattare l’immediata richiesta di fixing per non incorrere in un aggravio ulteriore dei costi di fornitura. Il take profit del cliente, viceversa, sarà quel livello di prezzo considerato così “conveniente” rispetto al prezzo benchmark da richiedere subito un fixing per non rischiare di perdere l’opportunità di risparmio.
Questo tipo di valutazione però, se non affiancata da una view di mercato e da un’attenta analisi delle dinamiche dei prezzi attuali, rischia di soffrire di una rigidità che non consente di approfittare appieno della flessibilità offerta dal contratto di fornitura indicizzato con fixing.
Infatti, può accadere che, in un mercato bullish, la stop loss del cliente, sia talmente “bassa” rispetto al livello del mercato che prima viene ignorata, per il timore di fissare un prezzo molto alto, e poi abbondantemente superata, comportando perdite consistenti nella speranza di un ritracciamento del mercato. Viceversa, in un mercato ribassista, può capitare che il take profit del cliente venga esercitato troppo in fretta, non consentendo di approfittare ulteriormente del ribasso atteso, il che, a ben vedere, potrebbe smorzare l’entusiasmo dato dal risparmio conseguito.
Insomma, è corretto avere dei riferimenti di stop loss e take profit “interni”, ma il fatto che questi siano spesso parametrati in maniera statica rispetto a un prezzo di budget o rispetto ai costi dell’anno precedente potrebbe essere un elemento di disottimizzazione in un contesto di mercato che è dinamico e in evoluzione continua.
Seguendo l’evoluzione del mercato è possibile utilizzare il concetto di stop loss e take profit in maniera più flessibile, basandosi non più solo su un riferimento di prezzo “interno”, ma anche su un riferimento “di mercato”. Ad esempio, se il mercato si trova in una fase di ribasso ed il prezzo è considerato “conveniente” per un fixing (rispetto al prezzo benchmark del cliente) ma la view indica che i prezzi dovrebbero continuare a scendere, invece di richiedere il fixing oggi si potrebbe attendere l’ulteriore discesa prevista, stabilendo nel contempo un target, rispetto al prezzo odierno, oltre il quale chiedere un fixing limitando il rincaro, nel caso la view fosse smentita. Questo significa utilizzare una stop loss “di mercato”, parametrata cioè sulla base di un mercato che è in continua evoluzione invece che solo su un livello di benchmark statico.
Per utilizzare correttamente le stop loss e i take profit è necessario però conoscere la propria propensione al rischio. Non tutti i clienti sono disposti a rischiare di fissare un prezzo peggiore pur di avere la possibilità di seguire il ribasso previsto dalla view, così come non tutti sono disposti a stoppare le perdite quando il prezzo è ormai alle stelle, preferendo rischiare molto nella speranza che il mercato inizi a scendere. E’ giusto dunque adeguare l’individuazione delle stop loss al livello di rischio di ciascuno: una minore propensione al rischio comporta livelli di stop loss e take profit più stretti, che proteggano da perdite importanti a fronte, spesso, di una minore possibilità di risparmio; una elevata propensione al rischio, invece, consente di raccogliere tendenzialmente risparmi maggiori, a fronte di potenziali perdite più importanti.
La gestione di stop loss e take profit, inoltre, può essere impostata diversamente in base a quanto tempo rimane prima dell’inizio della delivery della fornitura. Avere mesi e mesi prima dell’inizio della fornitura consente di gestire i take profit e, soprattutto, le stop loss con maggiore tranquillità, perché il mercato potrebbe avere il tempo di cambiare assetto, mentre a poche settimane dall’inizio dei consumi il tempo per una eventuale discesa dei prezzi è molto più limitato.
Insomma, le possibilità di ottimizzazione offerte da un contratto di fornitura a prezzo indicizzato con fixing sono interessanti, ma senza un adeguato presidio del mercato e senza un approccio metodico alla gestione dei fixing è difficile riuscire a coglierle.
Abbiamo discusso durante l'ultimo webinar delle motivazioni che hanno portanto i prezzi del gas ad alzarsi e di quali possano essere le prospettive sui prossimi mesi. Siamo nel...
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Abbiamo discusso durante l'ultimo webinar delle motivazioni che hanno portanto i prezzi del gas ad alzarsi e di quali possano essere le prospettive sui prossimi mesi. Siamo nel mezzo di una crisi globale delle commodities energetiche. I prezzi del gas, del carbone, dell’energia elettrica sono arrivati a toccare dei livelli mai visti in precedenza.
Nonostante i prezzi abbiano leggermente ritracciato rispetto ai massimi raggiunti il 5 ottobre scorso, la situazione rimane estremamente critica. Critica sia per i maggiori costi energetici che dovranno affrontare le famiglie, sia, soprattutto, per l’impatto che questi hanno, e avranno, sul tessuto industriale europeo, già provato da un 2020 difficile a causa del covid. La ripresa dell’industria sembra essere fortemente a rischio e molte sono le imprese che stanno iniziando a ridurre, se non addirittura fermare, i processi produttivi a causa dei costi energetici troppo elevati.
Sebbene ci sia una importante componente di speculazione nell’aumento dei prezzi, la situazione è in realtà figlia di una serie di fattori, contingenti e strutturali, che hanno avuto - e avranno - un forte impatto sull’andamento dei prezzi.
L’inverno scorso è stato caratterizzato da freddo intenso e persistente in tutto l’emisfero nord. La domanda di gas è dunque aumentata, sia in Europa che, soprattutto, nell’area asiatica, fortemente dipendente dalle importazioni di gas naturale liquefatto. L’aumento dei prezzi asiatici (riferimento di prezzo JKM) ha di conseguenza attratto buona parte delle navi di GNL destinate all’Europa, che si è vista sottrarre una risorsa importante di flessibilità. L’Europa è dunque ricorsa ad un utilizzo massiccio del gas in stoccaggio, terminando l’inverno con livelli di gas stoccato al di sotto degli anni passati.
La stagione estiva in Europa è iniziata con un ritardo su tutti i fronti, sia per le temperature, che nel corso del mese di aprile sono rimaste sotto la media, sia per l’inizio delle iniezioni in stoccaggio che hanno avuto un posticipo di 3-4 settimane rispetto al solito.
La domanda asiatica, cinese nello specifico, ha avuto un forte incremento nel corso dell’anno rispetto agli anni passati. La motivazione della crescita della domanda cinese è da ricercarsi sia in fattori contingenti, nello specifico la ripresa economica post covid, sia in fattori strutturali, come il progressivo switch dal carbone al gas, che proseguirà massicciamente nei prossimi anni.
La conseguenza sul mercato europeo è evidente nella diminuzione di import di GNL che si è verificata nel corso di tutta l’estate. La maggiore attrattività del mercato asiatico non solo ha sottratto navi spot di GNL dall’Europa, ma anche supportato il progressivo aumento dei prezzi nel corso dell’estate.
L’inizio ritardato della stagione di iniezione, il gap maggiore con cui è iniziata l’estate e il disincentivo all’iniezione a causa dell’aumento dei prezzi estivi, quasi allineati con i prezzi invernali (backwardation), hanno fortemente impattato il livello degli stoccaggi nel corso di tutta l’estate. Il risultato è una situazione piuttosto critica per la flessibilità invernale del sistema gas europeo, che ha iniziato l’inverno termico (periodo ottobre-marzo) con livelli di gas in stoccaggio ai minimi degli ultimi 5 anni.
Un altro elemento che ha fortemente influito sulle dinamiche dei prezzi del gas nel 2021 è l’import europeo via tubo. Infatti, in Europa il flusso di gas via pipeline è stato inferiore rispetto agli anni passati, in particolare a causa di un calo dell’import dalla Russia.
Gazprom, infatti, nel corso dell’anno ha diminuito l’import di gas, in particolar modo dall’Ucraina e dalla Polonia, limitandosi a soddisfare i propri contratti long term e rinunciando ad incrementare l’import per approfittare dei prezzi decisamente alti. La mancata prenotazione di capacità addizionale nelle aste mensili, reiteratasi diverse volte nel corso degli ultimi mesi (l’ultima il 18/10), ha scatenato sul mercato la preoccupazione di non poter contare sull’aumento delle forniture russe per far fronte all’inverno, dando il via, da agosto in poi, al rally dei prezzi che ha portato il TTF da quota 40 €/MWh a oltre 160 (valore toccato intraday il giorno 5 ottobre).
Le motivazioni per questa strategia di Gazprom sono fonte di diverse ipotesi.
Prima fra tutte la questione Nord Stream II. E’ opinione diffusa che il braccio di ferro fra Russia e Europa (/USA) sulla questione del Nord Stream II sia il motivo della politica stringente di Gazprom, nella speranza di indurre le istituzioni europee a velocizzare l’avvio dell’operatività del tubo che ormai, nonostante le sanzioni, è stato completato ed è tecnicamente pronto per iniziare a importare in Europa 55 bcm/annui di gas. Nonostante Putin e Gazprom abbiano più volte smentito di utilizzare il gas come arma di ricatto e nonostante le diverse rassicurazioni sulla disponibilità ad aumentare i flussi verso l’Europa, la riduzione dei transiti sulle direttrici russe è tuttora critica.
La questione Ucraina è un altro tema che potrebbe aver condizionato le politiche di Gazprom. I rapporti fra Russia e Ucraina sono ormai incrinati, sia per ragioni commerciali, legate proprio al gas naturale, sia per ragioni politiche. L’intento di Gazprom, più volte dichiarato, di bypassare l’Ucraina nei transiti verso l’Europa, in favore di altre tratte, potrebbe aver pesato sulle scelte fatte dal colosso russo nel corso di quest’anno.
Le mosse di Gazprom potrebbero inoltre esser state impostate sulla massimizzazione del fatturato, da sempre driver principale delle strategie russe. La scelta di non approfittare del rialzo dei prezzi aumentando i flussi, a ben vedere, ha consentito a Gazprom di raggiungere un fatturato più alto a fronte di un export minore, mentre l’aumento dei flussi verso l’Europa avrebbe favorito un ribasso dei prezzi.
Ulteriori elementi di impatto sul mercato gas, sono derivati dal legame che il gas naturale ha con l’energia elettrica.
La domanda di gas per uso termoelettrico, nonostante l’aumento dei prezzi del gas, è rimasta consistente nel corso dell’anno. Il notevole aumento del prezzo della CO2 ha agevolato il gas come combustibile per la produzione di energia elettrica rispetto al carbone, il cui prezzo, fra l’altro, ha seguito un pattern di salita del tutto simile al prezzo del gas naturale. Complice la domanda della Cina che, da un anno a questa parte, ha iniziato ad insistere sullo stesso bacino di approvvigionamento dell’Europa, ovvero il Sud Africa, invece di sfruttare l’import dall’Australia, con la quale i rapporti si sono incrinati alla fine dell’anno scorso.
Anche lo scarso output di rinnovabili (in particolare eolico) che si è verificato in alcune aree europee ha supportato la domanda di gas per uso termoelettrico. Il gas, infatti, consente di sopperire con velocità e flessibilità alla variabilità delle rinnovabili non programmabili.
Sebbene non sia possibile imputare l’aumento dei prezzi del gas al minore output delle rinnovabili, è bene tenere presente che il ruolo del gas come strumento di bilanciamento della produzione rinnovabile, in futuro, sarà sempre più importante, soprattutto a valle dei piani fatti dall’Unione Europea con il Green Deal. Nel mix energetico europeo, infatti, dovranno salire sia la quota di rinnovabili che quella del gas, in favore di una diminuzione netta del carbone (il decommissioning di molte centrali a carbone, in particolar modo in Germania, è già in atto).
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto quest'articolo dovessi avere altri dubbi, ti invitiamo a leggere il nostro White Paper, "Capire il mercato della CO2 in 15 domande", che le raccoglie tutte.
Il prezzo della CO2 impatta prima di tutto i soggetti obbligati, ovvero i produttori di energia elettrica da fonti fossili, le industrie pesanti e il settore aviazione. Questo, di fatto, ha diversi risvolti a valle della catena del valore.
Per quanto riguarda il settore elettrico, il costo delle emissioni a carico del produttore va ad aggiungersi ai costi variabili della produzione, determinando un aumento del costo marginale e, di conseguenza, diminuendo il margine dell’attività a parità di prezzo di vendita dell’energia prodotta. Una prima conseguenza di questo aumento dei costi marginali è che gli impianti maggiormente colpiti dall’aumento del prezzo della CO2 (ovvero le centrali a carbone o lignite, che a parità di output elettrico emettono maggiori quantità di CO2) perdono progressivamente competitività, venendo fortemente penalizzati in favore degli impianti meno emissivi (come le centrali a gas naturale) e delle rinnovabili.
La progressiva diminuzione degli impianti di produzione elettrica da carbone e lignite operativi è, per inciso, uno degli obiettivi europei già dichiarati da tempo, proprio a causa del forte impatto ambientale di queste installazioni. Un'ulteriore conseguenza del maggior costo marginale degli impianti di generazione da fonti fossili è l’aumento del prezzo dell’energia elettrica (a parità di altri fattori come il costo dei fuels).
Per poter mantenere un margine sufficiente per l’attività di produzione, i produttori soggetti all’ETS devono vendere la propria energia a un costo superiore e questo si riverbera sul prezzo di mercato dell’energia elettrica. Infatti, nonostante la quota di rinnovabili nel mix energetico di tutti i Paesi europei sia in aumento, la produzione elettrica da fonti fossili è ancora piuttosto importante (in Italia, per esempio, circa il 40% dell’energia elettrica è prodotta da gas naturale). L’aumento del prezzo dell’energia elettrica sul mercato all’ingrosso, inoltre, si propaga a valle, nella catena del valore, impattando tutti i consumatori finali, sia domestici che industriali.
Parlando dell’industria pesante soggetta agli obblighi ETS, in particolare, notiamo che l’aumentato costo delle emissioni ha un duplice impatto. Un impatto diretto, ovvero un maggior costo dei titoli di emissione necessari per la compliance ETS annuale, e un impatto indiretto, che è dovuto all’aumento del costo per l’energia elettrica. Questo, di fatto, provoca una diminuzione dei margini e dunque una potenziale perdita di competitività che potrebbe, in qualche caso, comportare addirittura la rilocazione degli impianti in aree del mondo meno costose in termini di emissioni.
L’Unione Europea, conscia di questo rischio (rischio di carbon leakage), sta infatti cercando di implementare delle misure per supportare la competitività del tessuto industriale europeo. Di base, inoltre, le industrie europee colpite dall’incremento dei costi elettrici o di compliance, per poter far fronte alla diminuzione dei margini, sono costrette, quando possibile, ad aumentare il prezzo di vendita dei prodotti a scapito dunque dell’utente finale.
Nel 2020, in concomitanza con la revisione quinquennale degli obiettivi climatici stabiliti nell’ambito dell’Accordo di Parigi, l’Unione Europea ha presentato il cosiddetto “Green Deal” europeo, ovvero la strategia che si intende implementare per promuovere l’utilizzo razionale delle risorse, lo sviluppo di un’economia più sostenibile e la diminuzione delle emissioni di gas serra.
In questo piano di azione europeo sono contenute misure e obiettivi in ambito di energie rinnovabili, economia circolare, innovazione tecnologica e biodiversità volte a ridurre drasticamente l’inquinamento e le emissioni.
Il nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 è stato innalzato, dal -40% al -55% rispetto alle emissioni del 1990, per raggiungere entro il 2050 la neutralità.
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto quest'articolo dovessi avere altri dubbi, ti invitiamo a leggere il nostro White Paper, "Capire il mercato della CO2 in 15 domande", che le raccoglie tutte.
Abbiamo parlato a più riprese di ETS, ma non abbiamo mai analizzato il contesto, in particolar modo legislativo, che ha spianato la strada all’attuale sistema per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra.
Il più famoso caposaldo della lotta al cambiamento climatico e dell’impegno per la riduzione delle emissioni è stato il Protocollo di Kyoto, nel 1997. Questo infatti è stato il primo trattato internazionale in cui sono stati stabiliti degli obiettivi vincolanti di riduzione delle emissioni per i Paesi industrializzati che lo hanno sottoscritto.
I Paesi considerati in via di sviluppo non sono stati coinvolti negli obiettivi di riduzione delle emissioni per evitare di rallentare la loro crescita economica e di dover sopportare ulteriori costi e oneri.
Sottoscritto poi da più di 190 Paesi, il Protocollo di Kyoto è entrato in vigore nel 2005, quando anche la Russia l’ha ratificato, ottenendo così l’impegno vincolante dei 55 Stati che, nel 1990, erano responsabili di oltre il 55% delle emissioni di CO2 generate a livello aggregato dai Paesi industrializzati. Nel Protocollo di Kyoto sono stati stabiliti degli obiettivi di riduzione delle emissioni (rispetto all’anno 1990, utilizzato come benchmark) per il periodo 2008-2012.
Nel 2015, a Parigi, si è poi tenuta la Conferenza sul clima in cui è stato stipulato un nuovo accordo importantissimo, chiamato “Accordo di Parigi”.
In questo storico accordo viene sostanzialmente eliminata la differenza fra Paesi industrializzati e Paesi in via di sviluppo, stabilendo così accordi giuridicamente vincolanti per tutti i Paesi che lo hanno ratificato (che rappresentano almeno il 55% delle emissioni globali).
Considerando che la taglia media di una centrale attiva in Francia è di oltre 800 MW, ogni manutenzione implica che vengano a mancare quote davvero consistenti di produzione elettrica e dunque le manutenzioni vengono organizzate a rotazione, per fare in modo che non ci sia mai una sovrapposizione non gestibile di manutenzioni contemporanee.
Gli obiettivi stabiliti sono il mantenimento del surriscaldamento globale al di sotto dei 2°C rispetto al periodo pre-industrializzazione e l’incremento degli sforzi per conseguire la riduzione delle emissioni, arrivando nella seconda metà di questo secolo alla carbon neutrality (equilibrio fra emissioni e assorbimenti). L’Unione Europea, nel quadro dell’Accordo di Parigi, aveva dichiarato il proprio obiettivo di contenimento delle emissioni al 2030 (-40% rispetto alle emissioni del 1990).
Nel 2020, in concomitanza con la revisione quinquennale degli obiettivi climatici stabiliti nell’ambito dell’Accordo di Parigi, l’Unione Europea ha presentato il cosiddetto “Green Deal” europeo, ovvero la strategia che si intende implementare per promuovere l’utilizzo razionale delle risorse, lo sviluppo di un’economia più sostenibile e la diminuzione delle emissioni di gas serra.
In questo piano di azione europeo sono contenute misure e obiettivi in ambito di energie rinnovabili, economia circolare, innovazione tecnologica e biodiversità volte a ridurre drasticamente l’inquinamento e le emissioni.
Il nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 è stato innalzato, dal -40% al -55% rispetto alle emissioni del 1990, per raggiungere entro il 2050 la neutralità.
Gran Bretagna
Con la brexit, la Gran Bretagna, che era uno dei Paesi partecipanti dell’ETS europeo, ha dovuto avviare un ETS a sé stante (ETS UK), attivo da gennaio del 2021 e ad oggi strutturato in maniera similare all’ETS europeo.
L’ETS UK copre circa un terzo delle emissioni totali della Gran Bretagna e coinvolge le industrie energy-intensive, il settore della generazione elettrica e l’aviazione (all’interno di UK e dell’area Economica Europea).
L’ETS UK potrebbe essere allineato a breve con l’ETS EU per garantire ai settori coinvolti di non essere penalizzati o favoriti dal collocarsi a nord o a sud del Canale della Manica.
La Svizzera, ad esempio, dal 2008 ha istituito un sistema ETS, dal 2013 non più volontario ma obbligatorio, sostanzialmente allineato a quello europeo e che copre circa il 10% delle emissioni locali. Nel 2017 ha sottoscritto un accordo con l’UE per collegare i due ETS a partire da gennaio 2020.
Sono dunque riconosciuti reciprocamente i titoli di emissione delle due parti, che possono essere scambiati fra i registri. Questo accordo risulta utile per armonizzare i prezzi, conferendo maggiore liquidità e stabilità al mercato, oltre ad evitare la rilocalizzazione delle emissioni e la distorsione della concorrenza fra le due aree.
Nonostante già da alcuni anni fossero stati lanciati diversi progetti pilota di ETS regionali, solo nel 2021 è stato dato l’avvio al primo ETS nazionale cinese. Questo copre circa il 40% delle emissioni nazionali (oltre 4000 miliardi di tonnellate di CO2), interessando inizialmente circa 2.200 industrie attive nel settore della produzione elettrica e del calore e che emettono ciascuna più di 26mila tonnellate di CO2 all’anno.
Poiché questo meccanismo ha visto la luce solo recentemente, l’assetto attuale dovrà essere modificato per estendere gli obblighi di compliance ad almeno altri 7 settori altamente emissivi in Cina, ovvero petrolchimico, chimico, materiali da costruzione, acciaio, metalli non ferrosi, carta e aviazione nazionale. Oltre all’ampliamento del perimetro è previsto un progressivo aumento degli oneri e l’integrazione degli ETS regionali nell’ETS nazionale.
Nel resto del mondo sono diversi i sistemi ETS già funzionanti da tempo. Fra questi, ad esempio, troviamo ben due ETS in Canada, uno per il Québec, uno per la Nuova Scozia, entrambi basati su un meccanismo cap and trade che copre circa l’80% delle emissioni delle due province.
Anche negli USA sono attivi e in fase di avviamento diversi ETS a livello dei singoli stati della confederazione (es. California). Un sistema ETS obbligatorio attivo da anni è quello dell’area metropolitana di Tokyo, in Giappone, dove sono attivi anche altri ETS locali, ed è basato su un sistema cap and trade che impone a industrie, fabbriche, grandi palazzi e ad altre tipologie di soggetti che consumano ingenti quantità di combustibili fossili di ridurre progressivamente le loro emissioni al di sotto di determinati benchmark.
Restando nell’Area asiatica, anche la Corea del Sud si è dotata di un ETS da gennaio 2015, il primo meccanismo obbligatorio su scala nazionale nel continente e, fino a poco tempo fa, il secondo maggior mercato delle emissioni per dimensioni mondiali.
Molti altri ETS sono in via di valutazione nel mondo. L’Accordo di Parigi ha posto le basi per lo sviluppo dei mercati internazionali dei titoli di emissione e di un sostanzioso set di regole per contabilizzare le emissioni, motivo per cui in futuro è probabile che in tutti i Paesi aderenti all’Accordo si sviluppino delle forme di mercato delle emissioni per riuscire a raggiungere i target di riduzione prefissati.
Dopo il disastro di Fukushima del 2011 diversi stati dell’EU hanno pianificato la chiusura, nel tempo, delle proprie centrali nucleari, la maggior parte dei quali ormai vetuste....
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In Italia si è rinunciato al nucleare ormai decenni fa, ma uno dei Paesi a noi vicini ne è invece il leader indiscusso in Europa. La Francia, infatti, è il Paese europeo che sfrutta maggiormente l’atomo per la produzione di energia elettrica (vi si trovano infatti più della metà delle centrali nucleari europee), e il cui mix è caratterizzato da una quota di energia prodotta da nucleare al di sopra del 70% (solo nel 2020 questa percentuale si è attestata leggermente al di sotto del 70% a causa di manutenzioni prolungate delle centrali).
Nonostante i mix di generazione elettrica dei diversi Paesi europei siano caratterizzati da alcuni elementi di tipicità (ne abbiamo parlato anche nell’articolo Energia rinnovabile, mix energetico e spinta green europea), grazie alle interconnessioni fra le reti elettriche nazionali, le dinamiche che impattano un mercato locale (es. Italia o Francia o Germania) si ripercuotono anche sui Paesi limitrofi, con i quali ci sono scambi di energia elettrica alle frontiere.
La Francia esporta verso i paesi limitrofi una buona quota dell’energia elettrica prodotta dalle sue centrali nucleari (il net export annuale si avvicina al 10% dell’energia totale prodotta in Francia) e questo fa sì che la disponibilità delle centrali nucleari francesi impatti anche sui mercati elettrici del centro/sud Europa.
In particolare, l’Italia, che acquista all’estero circa il 10/15% dell’energia necessaria a soddisfare la domanda nazionale annuale, è fortemente legata alle dinamiche del mercato francese e, dunque, alla disponibilità e all’output delle centrali nucleari.
Vediamo quindi quali sono le peculiarità e le criticità legate alla generazione nucleare e come queste impattano i mercati europei dell’energia elettrica.
Se la produzione elettrica da gas naturale, come abbiamo detto più volte, è una delle forme di generazione più flessibile e modulabile, la produzione nucleare è invece piuttosto rigida e difficile da modulare. Per questo motivo il profilo coperto dalle centrali nucleari è tendenzialmente il profilo baseload (24/7).
Come per tutte le centrali, anche per gli impianti nucleari è necessaria una manutenzione periodica. La criticità del processo di fissione, unita all’obsolescenza degli impianti nucleari francesi (ma anche, in generale, europei visto che l’età media è superiore ai 35 anni), fa sì che le manutenzioni debbano essere programmate quasi una volta all’anno per ogni centrale attiva, con l’azzeramento dell’output elettrico che dura all’incirca 4/5 settimane.
Considerando che la taglia media di una centrale attiva in Francia è di oltre 800 MW, ogni manutenzione implica che vengano a mancare quote davvero consistenti di produzione elettrica e dunque le manutenzioni vengono organizzate a rotazione, per fare in modo che non ci sia mai una sovrapposizione non gestibile di manutenzioni contemporanee.
Le manutenzioni, quando possibile, vengono principalmente concentrate nel periodo estivo, quando la domanda e i prezzi sono generalmente inferiori, affinché il maggior numero possibile di centrali possa esser pronta per produrre a pieno regime nel periodo invernale, quando la domanda è al suo picco annuale.
La disponibilità del nucleare è un driver estremamente importante per il mercato elettrico francese e, di conseguenza, per i mercati limitrofi. Il prolungamento inaspettato di una manutenzione o l’outage non programmato di un impianto possono causare notevoli sbalzi nei prezzi dell’energia elettrica, soprattutto nei periodi critici come l’inverno, quando la domanda sia di gas che di energia elettrica è ai massimi e la mancanza di produzione nucleare deve essere rimpiazzata da altri impianti di generazione più costosi.
Inoltre, come abbiamo detto, la Francia è uno dei Paesi del centro Europa che esporta maggiormente, sia grazie al basso costo dell’energia elettrica prodotta da nucleare, sia per la quota importante di profilo baseload da esso coperto, e per questo motivo la mancata produzione nucleare può provocare un aumento dei prezzi anche nei paesi limitrofi.
Le politiche europee spingono verso una denuclearizzazione progressiva e il dibattito sul tema (il nucleare è green oppure no?) è piuttosto caldo, ma la produzione nucleare ad oggi risulta non solo una quota consistente del totale, ma anche insostituibile a causa della mancanza di alternative già potenzialmente utilizzabili. I parchi nucleari presenti, poi, iniziano ad essere obsoleti e la maggior parte si trova quasi a fine vita.
A meno di un recupero di popolarità del nucleare in Europa, difficilmente nei decenni a venire le centrali in progressiva dismissione verranno sostituite da impianti di nuova generazione e questo, unito alla dismissione delle centrali a lignite e carbone già avviata in Germania negli ultimi anni, pone non pochi interrogativi sulle possibili alternative a disposizione dell’Europa.
Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune...
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Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamo pensato di raccoglierne alcune nel nostro blog. Se dopo aver letto quest'articolo dovessi avere altri dubbi, ti invitiamo a leggere il nostro White Paper, "Capire il mercato della CO2 in 15 domande", che le raccoglie tutte.
L’ETS (Emission Trading Scheme) è il principale strumento dell’Unione Europea per perseguire gli obiettivi stabiliti nel Protocollo di Kyoto e contrastare i cambiamenti climatici, diminuendo progressivamente le emissioni di gas serra degli Stati Membri. Attivo dal 2005, l’ETS identifica alcuni settori (es: produzione di energia elettrica e calore, industria pesante, aviazione…) ad alta emissività e obbliga i soggetti emettitori a pagare annualmente per ogni tonnellata di CO2 equivalente (non solo CO2, dunque, ma anche N2O – ossido di azoto e PFC – perfluorocarburi, anch’essi espressi in tonnellate di CO2 equivalenti) emessa in atmosfera, spingendo dunque verso un progressivo ammodernamento degli impianti e l’abbandono di tecnologie altamente inquinanti.
L’ETS europeo è attualmente il mercato di scambio di titoli di emissione più esteso al mondo ed è basato su un meccanismo “cap and trade”, ovvero viene fissato un tetto massimo (CAP) alla quantità di emissioni che possono essere generate dai soggetti che partecipano all’ETS ed entro questo limite massimo le quote di emissione possono essere scambiate fra gli operatori (TRADE).
Il tetto massimo va riducendosi nel tempo per fare in modo che le emissioni consentite siano sempre di meno, garantendo, da un lato, che le quote in circolazione abbiano un valore superiore a zero e, dall’altro, che gli impianti vengano incentivati a ridurre le proprie emissioni.
Il ritmo della diminuzione del cap è dato dal FLR (fattore lineare di riduzione), ovvero una percentuale che indica di quanto, di anno in anno, viene diminuito il tetto.
Il FLR dal 2021 è fissato al 2,2% (fino al 2020 era l’1,74%), ma sarà ulteriormente aumentato una volta approvata la revisione del sistema ETS. La proposta della Commissione Europea del 14 luglio 2021 include infatti un aumento del FLR al 4,2% e una diminuzione “one off” del tetto massimo, non ancora quantificata, che consenta di ottenere lo stesso effetto di un FLR del 4,2% applicato dal 2021. Questa, tuttavia, ad oggi è una proposta e dovrà essere approvata e ratificata affinché possa diventare ufficiale.
Ogni anno, entro il mese di marzo, i soggetti obbligati devono far certificare le emissioni generate dai propri impianti nel corso dell’anno solare precedente. Queste emissioni devono poi essere “annullate” entro il mese di aprile, consegnando un numero di certificati (titoli di emissione) tale da coprire totalmente la quantità di emissioni certificate dell’anno precedente. I certificati di emissione vengono acquistati dai soggetti obbligati sul mercato delle aste primarie (i titoli vengono venduti dai diversi Stati Membri) o sul mercato secondario (da controparti come i grossisti) e un titolo corrisponde a 1 tonnellata equivalente di CO2.
Alcuni settori o alcune tipologie di industrie ricevono gratuitamente una parte dei titoli necessari alla compliance annuale (allocazioni gratuite) per mantenere la competitività e scongiurare il rischio di carbon leakage, ovvero il rischio che un'industria sia costretta a rilocare i propri stabilimenti produttivi in ree geografiche in cui non viene applicato un costo per la CO2 emessa. Anche il meccanismo delle allocazioni gratuite sarà modificato dalla revisione del sistema ETS proposta dalla Commissione Europea con il pacchetto “Fit for 55”.
La fase pilota del sistema ETS, detta anche Fase 1, è durata 3 anni (2005-2007) ed è stata propedeutica per la creazione del mercato di libero scambio dei titoli di emissione e delle infrastrutture necessarie per comunicare e verificare le emissioni dei soggetti obbligati
coinvolti.
In questa fase il tetto previsto per le quote di emissione (CAP) era stabilito a livello nazionale attraverso i cosiddetti PNA, ovvero i Piani Nazionali di Assegnazione. I soggetti obbligati erano costituiti dagli impianti e le industrie che facevano un utilizzo intensivo di energia, ma a causa dell’elevato numero di quote assegnate gratuitamente (spesso maggiori del numero di quote necessarie per la compliance annuale) e della necessità di implementare gradualmente le misure di contenimento delle emissioni, l’offerta di titoli ha ecceduto di gran lunga la domanda, confermando la necessità di riequilibrare il bilanciamento del mercato.
Dal 2008 al 2012 l’ETS è passato alla Fase 2, con lo scopo di rinforzare il meccanismo di progressiva riduzione delle emissioni e raggiungere i primi obiettivi stabiliti nel Protocollo di Kyoto. In questa fase il tetto massimo delle quote è stato abbassato (-6,5% circa rispetto al 2005) basandosi sulle emissioni effettive degli impianti soggetti all’ETS e le quote assegnate a titolo gratuito sono state leggermente decurtate rispetto alla Fase 1.
Purtroppo però, con la crisi del 2008, l’industria europea ha subito un forte colpo e le emissioni sono diminuite massicciamente a causa della contrazione dell’economia, provocando un eccesso di quote sul mercato e la stagnazione dei prezzi al di sotto dei 10 €/tonnellata, protrattasi anche nella fase successiva.
Nel corso della Fase 3, dal 2013 al 2020, l’ETS ha subito un'ulteriore evoluzione. Il CAP, fissato non più dai singoli Stati ma a livello aggregato per tutta l’UE, è stato diminuito progressivamente di anno in anno con l’introduzione del Fattore Lineare di Riduzione (FLR), e il numero di allocazioni gratuite è stato ulteriormente limitato introducendo un benchmark a livello europeo per le emissioni dei diversi settori; il settore della produzione elettrica ha visto le quote gratuite esaurirsi, a eccezione di alcune deroghe specifiche.
Nonostante i meccanismi di asta e gli sforzi per ridurre lo squilibrio di mercato, è stato necessario introdurre delle misure ulteriori per diminuire l’offerta di titoli e consentire ai prezzi di iniziare a salire.
Una misura di breve termine è stata il cosiddetto backloading, ovvero il “rinvio” della messa in asta di 900 milioni di quote, originariamente in asta fra il 2014 e il 2016. Queste quote avrebbero dovuto esser messe a disposizione fra il 2019 e il 2020, ma l’UE, con la decisione di introdurre la Market Stability Reserve a partire dal 2019, ha optato per spostarle nella riserva di mercato senza rimetterle in asta nel periodo previsto. Nel corso della fase 3, dopo la stagnazione dei prezzi che è perdurata fino al 2017, l’effetto dell’inasprimento delle misure a sostegno del meccanismo ETS ha provocato l’innalzamento dei prezzi, solo temporaneamente interrotto nel 2020 dalla pandemia di Covid.
Il mercato dell’energia elettrica e del gas naturale offre diverse occasioni per riflettere sul portarsi avanti o meno con i fixing della propria di fornitura. Quando i prezzi...
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Il mercato dell’energia elettrica e del gas naturale offre diverse occasioni per riflettere sul portarsi avanti o meno con i fixing della propria di fornitura. Quando i prezzi crollano (come nel periodo del primo lockdown nel 2020) o quando la salita dei prezzi pare inarrestabile (come in questi ultimi mesi) la domanda che sorge spontanea è “farei bene a richiedere dei fixing anche per l’anno/gli anni prossimi?”. Come sempre, la risposta è: dipende! Dipende innanzitutto dalla view di mercato, dal valore assoluto dei prezzi, dal nostro budget, da come il movimento di mercato si ripercuote sulle diverse porzioni di curva forward e da come questi aspetti si combinano fra di loro.
La view di mercato ci offre una indicazione sul comportamento futuro dei prezzi che stiamo osservando. Se la view di mercato è bullish, ovvero se ci aspettiamo che i prezzi salgano, significa che oggi il prezzo è, o quantomeno pensiamo che sia, più conveniente rispetto a un domani. E’ lecito dunque valutare se richiedere dei fixing non solo per il periodo di fornitura più prossimo, ma anche per i trimestri o gli anni a venire.
Inoltre, la view esprime anche una durata, nel tempo, del movimento di mercato previsto ed è imprescindibile considerare questo aspetto per valutare dei fixing sul lungo periodo. Ad esempio, se nel medio/lungo temine la view è rialzista, magari per i prossimi 6-8 mesi, allora ha senso valutare di iniziare a fissare il prezzo per la fornitura non solo per il prossimo trimestre ma anche per i successivi.
Se invece la view indica che ci potrebbe essere solo un breve periodo di bullishness e, a seguire, un rilassamento dei prezzi, magari non è prudente fissare il prezzo di gran parte dei volumi sul lungo periodo. Nel caso opposto, se la view è ribassista nel medio/lungo termine, forse ha senso attendere che i prezzi scendano prima di chiedere un fixing su volumi consistenti, mentre se la bearishness è solo di breve termine potrebbe essere furbo cogliere l’occasione.
Insomma, la view fornisce la chiave di lettura del mercato, ma è l’indicazione della durata del rialzo o ribasso atteso che ci può dare maggiore supporto per valutare un fixing sulle porzioni di fornitura molto più in là nel tempo.
Inoltre ciascuno ha una propria percezione del livello di prezzo oltre il quale la fornitura è ritenuta “troppo costosa” o “conveniente” e questo difficilmente dipende dalla view di mercato. Se il prezzo utilizzato per il budget (prezzo target) fosse molto più alto rispetto al livello attuale del mercato, chi non avrebbe la tentazione di richiedere un fixing consistente anche per gli anni successivi per aggiudicarsi una fornitura meno costosa del previsto?
Al contrario, quando i prezzi sono molto più alti del prezzo target, qualcuno potrebbe fare un po’ fatica a bloccare il prezzo della fornitura dell’anno prossimo (figuriamoci degli anni successivi), nella speranza che il mercato ritorni su prezzi più bassi. Se è vero che nel primo caso potrebbe esserci un mancato risparmio, ma tuttavia un risultato positivo perché si è fissato un prezzo ritenuto conveniente, nel secondo caso il rischio è che i costi possano crescere ben al di sopra delle aspettative.
Avere un lungo periodo prima dell’inizio del consumo dovrebbe aiutare a gestire i fixing in maniera più razionale, senza la fretta di dover prendere una decisione a tutti i costi. Vale dunque la pena soffermarsi a valutare con attenzione la view di mercato, per evitare che considerare solo il valore assoluto dei prezzi e/o il prezzo di budget possa compromettere l’ottimizzazione della fornitura. Se poi la view di medio/lungo termine supporta ciò che si è rilevato a livello di valore assoluto dei prezzi, allora ci sono tutti gli elementi per prendere una decisione consapevole che sia effettivamente una “azione” e non una “reazione” ciò che si verifica sul mercato.
Infine, per valutare se giocare di anticipo e richiedere dei fixing per la fornitura dell’anno o degli anni prossimi, è necessario anche verificare che la porzione di curva sulla quale si vorrebbe richiedere un fixing sia interessata o meno dal movimento di mercato attuale o previsto dalla view.
E’ vero che quando il mercato ha un trend fortemente bullish, ad esempio, tutta la curva forward tende ad apprezzarsi, ma quello che sul prossimo trimestre è un movimento importante, magari di 10 o 15 €/MWh, può essere un aumento molto meno rilevante sul calendar + 1 o + 2.
Non è detto, infatti, che l’ampiezza dei movimenti di mercato si riverberi allo stesso modo su porzioni di curva molto avanti nel tempo. E’ necessario quindi verificare quale opportunità o rischio di maggior costo si possa esprimere nei prezzi delle porzioni di curva lontane e soppesare questo movimento nel quadro generale.
Insomma, il processo decisionale è sempre il frutto dell’analisi di una serie di fattori e della valutazione di come questi si incastrino fra loro. La ricetta perfetta non esiste e purtroppo neanche la sfera di cristallo, ma seguire con attenzione la situazione dei mercati e costruirsi una view dei possibili sviluppi futuri consente di avere gli strumenti per prendere delle decisioni razionali e consapevoli per l’ottimizzazione della fornitura, non solo per il breve termine anche per gli anni a venire.
Il 2021 è stato fino ad ora l’anno dei record nei prezzi delle commodities energetiche europee. La CO2 ha superato prima i 40, poi i 50 e infine i 60 €/tonnellata (a fine agosto)...
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Il 2021 è stato fino ad ora l’anno dei record nei prezzi delle commodities energetiche europee. La CO2 ha superato prima i 40, poi i 50 e infine i 60 €/tonnellata (a fine agosto) e il gas naturale non è stato da meno.
Il TTF, il gas olandese, benchmark di prezzo per tutta l’Europa, sul mercato spot esattamente un anno fa era quotato fra i 10 e i 12 €/MWh, contro gli oltre 70 €/MWh a cui viene scambiato in questi giorni.
Anche il mercato future ha subito rialzi incredibili, arrivando, per i mesi invernali, a superare i 75 €/MWh.
In questa situazione l’energia elettrica non ha potuto che seguire pedissequamente l’andamento di forte rialzo di gas e CO2: nei giorni scorsi si è dunque visto il PUN superare i 175 €/MWh e il mercato future oltrepassare i 177 €/MWh sul prodotto Q4 e i 117 €/MWh sul Calendar 2022.
Si preannuncia dunque un inverno bollente, quanto meno per la situazione dei prezzi. Ma quali sono le condizioni che hanno determinato un simile stravolgimento?
Innanzi tutto è da considerare che a causa di un inverno che dal punto di vista delle temperature medie si è protratto anche oltre marzo, si è verificato un ritardo di più di 5 settimane nell’attività di riempimento degli stoccaggi (che tipicamente avviene nella stagione estiva da aprile a settembre…).
Nel corso dell’estate non si è riusciti a recuperare il gap di giacenza con cui si è entrati nella stagione primaverile, si è infatti effettivamente iniziato a riempire gli stoccaggi solo nel corso di maggio quando normalmente si inizia i primi di aprile di ogni anno, grazie anche alla backwardation della curva (prezzi estivi allo stesso livello dei prezzi invernali) che non ha incentivato gli operatori a iniettare gas in stoccaggio. Il risultato è che l’inizio della stagione invernale si avvicina e gli stoccaggi europei sono di poco al di sopra del 70%, mai così bassi a inizio inverno negli ultimi anni.
Inoltre, ad aggravare il quadro si è aggiunta anche una sostanziosa impennata nell’appetito di LNG (liquefied natural gas) da parte del mercato asiatico che, molto più dell’Europa, fa affidamento sugli approvvigionamenti via nave e che ha “dirottato” le navi di LNG dal mercato europeo a quello asiatico. L’incremento di domanda di LNG che ha caratterizzato lo scorso inverno e l’estate corrente sembra essere principalmente dovuto ad una crescita quasi esponenziale della domanda cinese, è aumentata di uno straordinario 32% rispetto al 2019 e del 22% rispetto al 2020 (misurata sul periodo gennaio-agosto).
Il peso della Cina nel mercato delle materie prime inizia dunque a interessare fortemente anche il mercato energetico globale e i prezzi del gas naturale, a livello globale, ne hanno risentito. L’import europeo di LNG, nel corso del 2021, di fatto è rimasto abbondantemente al di sotto dei livelli degli ultimi due anni e la stagione invernale potrebbe essere caratterizzata da una elevata concorrenza fra Asia ed Europa per accaparrarsi i carichi spot.
In ultimo, ma non in ordine di importanza, l’annosa querelle intorno all’avvio del tanto discusso progetto Nord Stream II, ha suscitato un’aspra contrapposizione politico-commerciale tra Russia da un lato e blocco Europa-USA dall’altro, ove quest’ultimo ritiene che l’avvio di una simile infrastruttura di trasporto possa essere “pericolosa” e mettere a rischio l’indipendenza e la stabilità politica ed economica europea.
Già a luglio le pesanti sanzioni minacciate dagli USA verso tutte le aziende che avessero avuto parte nel completamento tecnico del progetto non sono riuscite a fermarne il completamento effettivo e ora si discute di aspetti regolatori e autorizzativi su cui la giurisdizione “passa” ai tribunali europei. L’approvazione con tutti i crismi della normativa della tratta in questione (che potrà potenzialmente soddisfare da sola più del 10% del fabbisogno europeo) è ora rimandata di qualche mese, finché il percorso autorizzativo non venga finalizzato.
La Russia (Gazprom, in particolare) nel frattempo ha adottato una strategia piuttosto aggressiva, riducendo al minimo indispensabile i flussi di gas venduti in Europa (per soddisfare solo i contratti long term) in attesa che la ormai insostenibile pressione sui prezzi del gas spinga l’Europa ad una autorizzazione immediata dell’avvio del Nord Stream II. Ultimo colpo di questa strategia di Gazprom è stata la decisione (lunedì 20/9) di Gazprom di non utilizzare capacità aggiuntiva dall’Ucraina per il mese di ottobre, primo mese dell’inverno, e che ha portato il livello di tensione sul mercato gas ai massimi storici.
Sta di fatto che l’Europa si appresta ad affrontare l’inverno con una flessibilità piuttosto bassa e, di conseguenza, la capacità di fronteggiare agevolmente un inverno rigido risulta ridotta, soprattutto nell’ipotesi che vede una domanda asiatica di LNG dello stesso tenore dell’inverno scorso. I prezzi alti di fatto riflettono senza alcun pudore la generale preoccupazione del mercato.
La gestione dei contratti energetici del proprio pacchetto clienti B2B è una delle attività principali del Key Account Manager. Non solo! La semplice gestione di un contratto non...
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La gestione dei contratti energetici del proprio pacchetto clienti B2B è una delle attività principali del Key Account Manager. Non solo! La semplice gestione di un contratto non fornisce valori aggiunti alla propria offerta; al fine di consolidare la relazione commerciale tra fornitore e azienda cliente, infatti, ci sono una serie di altre pratiche che possono essere messe in atto, come:
Ormai l’abbiamo ripetuto fino alla nausea: trovare un vantaggio competitivo in un mercato saturo come quello italiano della fornitura di energia è sempre più importante. In primis, è importante per sopravvivere; perché quell’azienda dovrebbe scegliere i miei servizi, se ho tanti competitors dai quali non mi differenzio?
Per vantaggio competitivo si intende: “ciò che costituisce la base delle performance superiori registrate dall'impresa, solitamente in termini di profittabilità, rispetto alla media dei suoi concorrenti diretti nel settore di riferimento, in un arco temporale di medio-lungo termine.” (fonte: Wikipedia)
Una tipologia di vantaggio competitivo è il vantaggio di differenziazione: “un'impresa si differenzia dai suoi concorrenti quando fornisce qualcosa di unico, che abbia valore per i suoi acquirenti al di là della semplice offerta di un prezzo basso" (Porter, 1985).
A maggior ragione, in un settore come quello dell’energia elettrica nel quale i fornitori non possono distaccarsi troppo dal PUN, pena la perdita di competitività, la “semplice offerta di un prezzo basso” non è vantaggiosa e non è nemmeno sempre possibile. Va da sé che, per ottenere un vantaggio competitivo senza rischiare la bancarotta, bisogna puntare su valori aggiunti, come un servizio impeccabile.
Aiutare il cliente a capire come funziona il mercato dell’energie, renderlo consapevole e autonomo, fornire consigli personalizzati sui fixing in caso di contratto a portfolio management... sono tutte leve sulla quali si può puntare per ottenere un vantaggio di differenziazione.
Offrire servizi aggiuntivi pone però il fornitore davanti a un problema: dedicare più tempo ai miei clienti mi priva di risorse da dedicare a nuovi contatti che potrebbero contribuire ad aumentare il mio margine. Fino a che punto è importante consolidare rapporti commerciali già esistenti, se questo va a discapito di nuove prospettive?
Tuttavia, sacrificare la quantità per favorire la qualità non è l’unica opzione fattibile. Se si riuscisse ad agire sulla variabile tempo, infatti, non ci sarebbe più bisogno di scegliere a quali clienti dedicare le proprie energie.
Ottimizzare la gestione dei contratti permette di dedicare meno tempo ad attività gestionali e manuali, per poterlo dedicare ad attività commerciali.
Fedeli al nostro motto, simplify complexity, abbiamo sviluppato sulla piattaforma YEM optimization una nuova funzionalità: il multi-accesso.
Il multiaccesso permette al fornitore, tramite un account di tipo Admin, di gestire il budget, gli accessi del team, l'uso effettivo dello strumento. Le attività della squadra e il budget sono facilmente modificabili. In un unico accesso si possono collegare diversi profili di energy manager, con la possibilità, quindi, di gestire tutti i contratti clienti da un’unica piattaforma.
Il multiaccesso è l’ultima delle funzionalità YEM optimizaton votate alla gestione dei contratti in tempi brevi; la piattaforma è stata sviluppata pensando al semplificare le complessità, seguendo la mission di YEM. Ad esempio, l’interfaccia del programma di ottimizzazione e il sistema di notifiche sono funzionalità pensate per rendere la gestione di molti contratti agevole, mettendoli a disposizione tutti nella stessa schermata; il sistema di notifiche, infine, permette di risparmiare il tempo speso a controllare l’andamento dei mercati e le notizie correlate perché ti avvisa direttamente sui tuoi device.
La liberalizzazione del mercato dell’energia in Italia ha avuto inizio nel 1999, con l’introduzione del Decreto Bersani e la seguente abolizione del monopolio del settore...
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La liberalizzazione del mercato dell’energia in Italia ha avuto inizio nel 1999, con l’introduzione del Decreto Bersani e la seguente abolizione del monopolio del settore dell’energia elettrica. L’ingresso nel mercato di numerosi fornitori di energia ha infatti creato una situazione di concorrenza che ad oggi conta più di 700 fornitori di energia nel nostro Paese.
Dal 1’ gennaio 2021 alcune categorie di consumatori hanno iniziato un processo di progressivo superamento del mercato tutelato, a partire dalle piccole e medie imprese.
Ma cosa comportano questi cambiamenti? Hanno degli effetti sul mercato dell’energia italiano?
Il cliente ha sicuramente trovato dei vantaggi nella liberalizzazione del mercato dell’energia: in primis, l’espansione della propria possibilità di scelta, che permette al consumatore di decidere a che fornitore rivolgersi, mantenendo la facoltà di cambiarlo nel caso ne avvertisse il bisogno.
La prima liberalizzazione del mercato energetico ha, prevedibilmente, spinto i fornitori all’adozione di politiche di marketing, alla costruzione di un’offerta commerciale e alla definizione di strategie di vendita e di crescita -orientandosi maggiormente, ad esempio, verso l’uso di canali diretti nel caso di clienti B2B. Questa tendenza ha portato, tra le altre cose, alla differenziazione dell’offerta in base al tipo di cliente; retail, PMI o grande realtà di business, anche per via delle differenti propensioni al rischio.
L’utente, trasformatosi in consumatore attivo, ha la facoltà di scegliere il suo fornitore non solo in base al prezzo, ma anche sulla base di una serie di altri valori aggiunti.
E, in un mercato saturo di competitori, differenziarsi dagli altri fornitori per farsi conoscere dai consumatori potenziali clienti è molto importante; in un mercato nel quale le alternative a disposizione si assomigliano molto, il consumatore si rivolgerà presumibilmente ai grandi attori che conosce già per via della loro forte identità di brand.
Quindi, per ottenere un vantaggio competitivo importante si possono seguire varie strategie: ad esempio, adattarsi alle tendenze dei consumatori. Una su tutte, la crescente consapevolezza circa il tema del cambiamento climatico può portare l’utente alla ricerca e alla preferenza di un fornitore attento alle problematiche ambientali, che venda energia green.
Adattarsi all’opinione pubblica e alle tendenze dei consumatori è senz’altro una buona strategia di marketing. A questo proposito, il servizio marketplace di YEM, che unisce le offerte di vari fornitori per guidare il consumatore nella scelta finale, fornisce varie informazioni sui fornitori green, come;
In questo modo, la piattaforma dà rilevo a quei fornitori che vantano un’offerta davvero green. Tuttavia, ci sono altre azioni che possono essere intraprese per differenziarsi dalla concorrenza: a dire la verità, più se ne intraprendono meglio è.
Allora, l’offerta di quei valori aggiunti, anche sulla base dei quali l’utente del mercato libero sceglie il fornitore di riferimento, può rivelarsi un elemento chiave per ottenere un vantaggio competitivo. Ma, se non dispongo di particolari risorse in più rispetto ai miei concorrenti, come posso offrire qualcosa di innovativo ai miei clienti?
Su questo punto può venirci in aiuto il secondo servizio di YEM, ossia YEM optimization: si tratta di una piattaforma che permette una gestione agile dei contratti di fornitura dei propri clienti, grazie a funzionalità come il multiaccesso, di cui abbiamo parlato in articoli precedenti. Non solo: uno degli obiettivi principali della piattaforma, oltre a quello di semplificare la complessità della gestione dei contratti, è quello di fornire consigli personalizzati per ottimizzare le strategie di fixing di ogni consumatore.
Grazie a una combinazione di previsioni puntuali, storico dell’andamento dei mercati e profili di consumo di ogni cliente, oltre a dati sulla propensione al rischio, YEM optimization è in grado di costruire la bolletta del cliente nel tempo.
Soprattutto, unendo servizi altamente personalizzati e una gestione più agile dei contratti, i servizi YEM permettono al fornitore da un lato di dedicare meno tempo a mansioni manuali e automatiche, che vengono digitalizzate, e dall’altro di offrire un vero valore aggiunto al proprio cliente. Normalmente, infatti, per poter fornire previsioni e consigli personalizzati, bisognerebbe avvalersi di un know-how importante, di molto tempo da dedicare a seguire l’andamento die mercati, o ancora molte risorse finanziarie per assumere un consulente specializzato.
YEM permette di risparmiare su queste risorse, quindi aumenta la marginalità, offrendo al contempo un vero vantaggio competitivo al fornitore che ne fa uso. Ecco come la digitalizzazione aiuta a sopravvivere in mezzo alla competizione nell’offerta di servizi energetici nel nostro Paese.
Abbiamo nominato più volte nei nostri articoli i fondamentali dei prezzi del mercato dell’energia. Di cosa si tratta? I fondamentali sono driver, ovvero: determinanti di costo, da...
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Abbiamo nominato più volte nei nostri articoli i fondamentali dei prezzi del mercato dell’energia. Di cosa si tratta?
I fondamentali sono driver, ovvero:
determinanti di costo, da intendersi come causa dei costi di un'attività ossia il singolo o più fattori legati ad un'attività che ne determinano la variazione o il comportamento dei costi. (fonte: Wikipedia)
I driver sono quindi fattori che influenzano i prezzi dell’energia perché hanno effetti diretti su domanda e offerta della materia prima, per esempio perché condizionano la produzione o i consumi. I costi energetici sono condizionati anche da elementi speculativi e psicologici che possono avere effetti di varia natura sulla domanda e sull’offerta di gas&power.
Tra i fattori che influenzano il prezzo dell’energia ci sono quelli che agiscono direttamente sulla produzione e sulla domanda e offerta delle materie prime, come le condizioni meteo. Abbiamo già visto come le temperature ed eventi meteorologici imprevisti possano influenzare significativamente il prezzo dell’energia: questo è vero sia per quanto riguarda la produzione di energia da fonti rinnovabili, che può subire rallentamenti se non ci sono le condizioni necessarie, che per quanto riguarda il fabbisogno di energia in un determinato momento, che può salire o scendere a seconda, per esempio, delle temperature.
Pensiamo a un periodo nel quale ci sia particolare scarsità di precipitazioni e di come potrebbe influenzare la produzione di energia idroelettrica; o ancora, pensiamo a come un inverno particolarmente freddo possa influenzare il consumo di energia per il riscaldamento.
Inoltre, anche il contesto legislativo ha una sua influenza sui mercati. Per esempio; le strategie europee e dei singoli stati per la riduzione delle quote di emissione CO2 hanno impatti diretti sul prezzo delle materie prime. A fine giugno di quest’anno, il Parlamento Europeo ha approvato la legge sul clima che rende vincolante il tema del Green Deal per la neutralità climatica entro il 2050; l’aumento dei prezzi dell’elettricità degli ultimi mesi è legato alla crescita dei prezzi dei permessi di emissione della CO2, a sua volta connessa all’approvazione della legge sul clima.
Questo significa che, al fine di incentivare la produzione energetica da fonti rinnovabili, sono saliti i prezzi dei permessi di emissione. Nel mese di giugno si è arrivati oltre i 50 € a tonnellata, e la conseguenza è un rincaro nelle bollette per poter rientrare nei costi di produzione.
Anche lo scenario geopolitico può alterare gli equilibri di mercato e portare a una variazione dei prezzi: ad esempio, con la Brexit il Regno Unito ha dovuto implementare il proprio mercato ETS, altrimenti avrebbe rischiato l’applicazione di una carbon tax ulteriore da parte dell’UE che avrebbe portato ad un aumento dei prezzi dell’energia in UK.
La curva della domanda e dell’offerta risente anche del clima psicologico generale, come abbiamo visto nell’ultimo anno e mezzo di pandemia globale: con il buon andamento della campagna vaccinale per contrastare l’epidemia mondiale di Covid-19, il clima di ottimismo e di fiducia ha portato un aumento della domanda di beni, e quindi un aumento della produzione che ha un certo fabbisogno energetico. Viceversa, lo scoppio dell’epidemia aveva portato lo scorso anno i prezzi dell’energia ai loro minimi storici.
Gli scenari di diffusione di tecnologie nuove e già esistenti sono un altro elemento che potenzialmente influenza il prezzo dell’energia: da uno studio effettuato utilizzando dati raccolti tra il 1995 e il 2012 in Cina, risulta che la relazione tra la domanda di energia e l’innovazione tecnologica cambia nel tempo. Sul breve termine, l’innovazione chiede un maggior consumo di energia, mentre nel lungo termine aiuterebbe a migliorare l’efficienza energetica portando a un utilizzo più sostenibile dell’energia e, quindi, a una diminuzione indiretta della domanda.
Ci sono ovviamente altri driver da tenere in considerazione, ma anche solo nominando questi ci si rende conto di quanto sia complesso prevedere l’andamento futuro dei mercati, proprio perché le variabili sono molte e spesso interconnesse tra di loro.
Per questo motivo molti attori del mercato dell’energia B2B si affidano a trader esterni e consulenti esperti di mercati. Questa soluzione può rischia di essere pesante dal punto di vista finanziario: ciononostante, l’expertise del mercato dell’energia è fondamentale per non fare scivoloni e poter analizzare correttamente la curva dei prezzi.
L’ideale, quindi, sarebbe poter disporre di uno strumento tecnologico in grado di analizzare e valutare i mercati, fornendoci le spiegazioni che cerchiamo e magari anche consigliandoci circa futuri momenti di abbassamento dei prezzi.
La buona notizia è che oggi si può! Lo strumento YEM optimization, della piattaforma YEM, fa esattamente questo. Il tool segue il mercato al posto tuo, suggerendo quali saranno i momenti in cui il prezzo di gas&power caleranno maggiormente. Le previsioni sono sempre aggiornate perché si basano in parte su dati provenienti da un osservatorio di energia, in parte su algoritmi che, tenendo in considerazione tutte le variabili viste finora, riescono a prevedere l’andamento del mercato dell’energia.
Questo è proprio uno di quegli ambiti dove il digitale può migliorare notevolmente le performance ricercate, senza avere la pretesa di sostituire la parte umana del lavoro.
Una delle decisioni più spinose quando si deve gestire un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing riguarda l’opportunità di non fissare il prezzo di una parte dei...
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Una delle decisioni più spinose quando si deve gestire un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing riguarda l’opportunità di non fissare il prezzo di una parte dei volumi contrattuali, entrando nel periodo di consumo (detto periodo di delivery) parzialmente esposti al prezzo del mercato spot.
Per compiere questa scelta è necessario dotarsi degli strumenti giusti e comprendere e valutare attentamente i pro e i contro, oltre che le tempistiche.
Il vantaggio innegabile del prezzo indicizzato in delivery è l’opportunità di ottenere un risparmio, anche importante, nel caso in cui i prezzi spot siano più bassi rispetto alle quotazioni forward precedenti il periodo di consumo. Se i prezzi in delivery sono effettivamente minori rispetto al prezzo del “potenziale fixing” allora il delta prezzo costituisce una ottimizzazione interessante.
Come valutare dunque il costo/opportunità del rimanere esposti ai prezzi spot (ovvero non rischiedere gli ultimi fixing) e quando compiere questa scelta?
> View di mercato: Innanzitutto è importante la view di mercato. Se il mercato è ribassista e avvicinandosi al periodo della delivery le condizioni dei fondamentali indicano che la discesa dei prezzi dovrebbe continuare indisturbata, allora ha senso valutare se richiedere gli ultimi fixing (comunque a prezzi migliori rispetto ai mesi precedenti) o se mantenere una parte di volume indicizzato in delivery e provare a cogliere l’opportunità di un ribasso ulteriore.
In una situazione di mercato teso al rialzo, invece, prima ancora di valutare se rimanere a prezzo variabile in delivery è necessario valutare quanto si è disposti a sopportare come costo aggiuntivo se il mercato rialzista effettivamente permane a lungo. Non è prudente non richiedere un fixing (perché oggi il prezzo è troppo alto) sperando in un cambio di direzione dei prezzi non supportato dalla view di mercato, è un po' come non fermarsi all’ultimo benzinaio quando si è in riserva sperando di arrivare al successivo con l’automobile ancora in moto.
> Quantificare il risparmio atteso: Oltre alla view di mercato, imprescindibile per poter compiere la giusta scelta, è utile avere in mente quale porzione di volume eventualmente lasciare a prezzo variabile e fare due conti (una sorta di sensitivity analysis) per quantificare il potenziale guadagno o perdita a cui si può andare incontro.
Facendo un semplice esempio, un cliente vuole valutare se lasciare a prezzo variabile una porzione di volume pari a 1 MW baseload (cifra tonda per semplicità) sul Q4-2021. Il volume complessivo in MWh si calcola moltiplicando 1 MW per le ore del Q4-2021, ovvero 2.209 e sarà dunque pari a 2.209 MWh. Per ogni €/MWh in più o in meno dei prezzi, il delta in € per il cliente è 2.209 €.
Questo serve per avere un ordine di grandezza delle conseguenze, positive o negative, di un movimento dei prezzi unitario rispetto al costo della propria fornitura. A questo punto si può valutare il potenziale di risparmio o perdita suggerito dalla view di mercato e capire se vale la pena o meno rimanere esposti al prezzo variabile.
Nel caso in cui manchino diversi mesi prima dell’inizio della delivery e la view di mercato sia fortemente ribassista può valer la pena di non richiedere l’ultimo fixing per concedere il tempo ai prezzi di fare la loro discesa, approfittando del ribasso atteso la cui ampiezza sarà poi il driver della scelta, insieme a una view bearish aggiornata/riconfermata.
Aver conseguito un risparmio rispetto a mesi prima consente al cliente di scegliere se “accontentarsi” di un fixing a prezzo più vantaggioso o rischiare la volatilità dei prezzi spot con la speranza di migliorare ulteriormente il prezzo di acquisto della fornitura. In questo caso quantificare il risparmio già conseguito in euro consente anche di valutare con maggior lucidità la decisione di entrare in delivery esposti al prezzo di mercato o meno.
Nel caso in cui il mercato sia impostato al rialzo, invece, la scelta dovrà necessariamente essere anticipata. Fare l’ultimo fixing prima che i prezzi possano salire ulteriormente di fatto è l’implicita scelta di non rimanere esposti ai prezzi in delivery.
In generale, dunque, quando i prezzi salgono la scelta deve essere anticipata, quando i prezzi scendono ci si può permettere di arrivare a pochi giorni prima del periodo di consumo per decidere se entrare in delivery con una porzione di volume a prezzo variabile o meno. Attenzione però a una piccola accortezza.
Al di là della maggior volatilità che si riscontra nei prezzi poco prima della delivery, è bene verificare non solo la disponibilità del fornitore per un fixing dell’ultimo minuto (l’alternativa alla scelta di non fare l’ultimo fixing, non si sa mai!) ma anche la liquidità del mercato. Periodi festivi come la fine di dicembre spesso inibiscono la possibilità del fornitore di offrire un prezzo conveniente per un fixing a causa della bassissima liquidità del mercato che comporta costi maggiori di operatività e quindi può venir meno la serenità con la quale sarebbe bene compiere questa scelta.
Per quanto la possibilità di risparmio possa essere estremamente interessante, dobbiamo ricordarci che le dinamiche dei prezzi spot possono essere difficili da prevedere con molto anticipo e un caldo improvviso, un freddo particolarmente pungente, scarsa produzione rinnovabile e altri fattori possono mordere i prezzi spot provocando swing di prezzo anche piuttosto importanti.
Questo è un rischio maggiore quando contrattualmente un fixing può esser richiesto solo su un periodo di tre mesi (quarters). Decidere se rimanere esposti ai prezzi del mercato spot per tre mesi consecutivi (nei quali può potenzialmente succedere qualunque cosa, da un lockdown che fa crollare i prezzi a un problema ad un tubo di gas che li fa impennare) è decisamente diverso dal compiere la stessa scelta per un unico mese alla volta.
In ogni caso, una buona view del mercato, unita alla capacità di valutare il potenziale impatto economico della scelta, sono il mix perfetto per compiere le scelte di ottimizzazione. Tutto sta alla propensione al rischio e agli obiettivi dell’ottimizzazione del singolo cliente e non esiste un metodo valido universalmente per compiere questo tipo di scelte. Anche perché se è vero che chi non risica non rosica, è anche vero che a volte è preferibile perdere una opportunità di risparmio piuttosto che esporsi a rischi che non si è certi di poter o voler sopportare.
Semplificare il monitoraggio dei prezzi del mercato dell’energia e le previsioni sugli andamenti futuri è fondamentale per ottimizzare la gestione del proprio contratto, o di...
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Semplificare il monitoraggio dei prezzi del mercato dell’energia e le previsioni sugli andamenti futuri è fondamentale per ottimizzare la gestione del proprio contratto, o di quello dei propri clienti.
Probabilmente sai già che tenere sotto controllo i prezzi e le previsioni è un’attività molto importante per qualsiasi attore del settore dell’energia B2B, poiché è sulla base di queste che gli operatori agiscono sul mercato, vendendo o comprando energia.
Abbiamo già affrontato questo tema, ad esempio approfondendo come funzionano le analisi o i modelli che vengono utilizzati dagli operatori , oppure evidenziando la differenza tra previsioni e fotografie dei prezzi di mercato.
Tuttavia, è importante tenere a mente che non si tratta di mansioni necessariamente alla portata di tutti: il tempo e le risorse imprescindibili per il monitoraggio, per la considerazione dei vari driver che possono influenzare l’andamento dei costi dell’energia, l’analisi di pattern che si ripetono ciclicamente -basti pensare al variare dei prezzi di gas&power al variare delle stagioni- sono moltissimi.
Ciò significa che non si tratta di una pratica alla portata di tutti; chi può permettersi di allocare risorse umane e finanziarie nell’analisi dei mercati è chiaramente avvantaggiato.
Questo è vero specialmente per i contratti a prezzo variabile con possibilità di fixing. Controllare costantemente l’andamento dei prezzi di gas&power permette di agire nel momento di discesa dei prezzi, fissando una parte della fornitura di energia nel momento più conveniente e avendo la possibilità di ottenere significativi risparmi sulla bolletta.
Questo principio è valido sia per chi gestisce i contratti energetici dei propri clienti, sia per i business che desiderano ottimizzare i propri contratti di fornitura.
Nonostante il prezzo variabile con possibilità di fixing comporti dei rischi in più rispetto al fisso, infatti, le possibilità di risparmio sono decisamente alte, a patto che si sappia cosa si sta facendo.
Infatti, effettuare dei fixing significa:
“[…] fissare il prezzo di una parte dei volumi o dell’intero profilo di consumo, previsto in un determinato periodo futuro alle condizioni economiche del mercato in quel momento. In questo modo il fixing consente al consumatore di trasformare un contratto a prezzo indicizzato in un contratto a prezzo fisso (in toto o in parte), eliminando il rischio di una salita dei prezzi ed il conseguente aumento dei costi di fornitura. »
In ogni caso, è bene rimanere al corrente sui cambiamenti di prezzo dell’energia anche in caso di contratto a prezzo fisso; infatti, nel momento di sottoscrizione della fornitura si sceglie il prezzo che si pagherà per l’intera durata del contratto sulla base del prezzo che c’è in quel momento.
Nel caso in cui il contratto venga firmato in concomitanza a un movimento rialzista e poco dopo i prezzi dovessero iniziare a calare, l’unica opzione sarebbe quella di aspettare una nuova sottoscrizione.
Capire il mercato energetico significa saperlo analizzare, per poter cogliere al meglio le opportunità del presente, e prepararsi per quelle future.
Per fare questo è necessario considerare, oltre al contesto macro-economico, anche tutti gli elementi che influenzano la domanda e l’offerta; parliamo in questo caso dei driver fondamentali, aspetti che impattano il sistema di domanda e offerta del mercato dell’energia. Inoltre, è da tenere a mente l’esistenza di elementi che possono avere un impatto psicologico sul mercato, cioè eventi che possono provocare reazioni sui mercati, influenzando gli operatori. Infine, un buon analista ha a disposizione anche l’esperienza dalla sua parte; le dinamiche di mercato passate possono infatti fornire utili indicazioni circa gli andamenti futuri.
Di fronte ad un numero così grande di variabili, è chiaro come realizzare uno scenario dei prezzi futuri affidabile non sia poi così semplice. Bisogna anche pensare al fatto che uno scenario come si deve debba aggiornarsi al cambiare delle condizioni che lo determinano, quindi è richiesto un costante lavoro di analisi degli scenari per poi reagire di conseguenza.
Ciò significa che, per poter svolgere queste attività in maniera utile, è necessario disporre di risorse in grado di dedicare tempo e sforzi all’analisi di mercato, oppure affidarsi ad enti esterni.
Esiste un modo per ottimizzare i propri contratti di fornitura, o quelli dei clienti B2B, democratizzando un servizio che non è alla portata di tutti nello stesso modo?
Il primo punto è trovare previsioni affidabili, possibilmente realizzate da parte di chi può vantare esperienza sui mercati. YEM optimization si avvale delle analisi di mercato del partner REF-E, che tramite il suo Osservatorio realizza previsioni sull’andamento dei prezzi forward.
Come detto prima però, le previsioni da sole non bastano. Per questo motivo YEM optimization si avvale di algoritmi in grado di individuare i minimi storici e di consigliare in maniera accurata e sempre aggiornata quando e quali fixing effettuare, sulla base dei trend di mercato combinati alle esigenze di ogni contratto.
I dati di REF-E sono elaborati in tempo reale, e grazie all’aiuto di modelli matematici in grado di simulare le dinamiche degli andamenti di prezzo dei mercati si può recepire in pochissimo tempo anche l’impatto di avvenimenti imprevisti come la pandemia globale o il blocco del Canale di Suez.
Uno dei maggiori vantaggi di questo strumento per la gestione dei contratti di energia B2B rimane la democratizzazione di un servizio, come quello del monitoraggio e analisi del mercato e delle previsioni future; l’intelligenza artificiale permette di usufruire di modelli previsionali e expertise che prima non erano alla portata di tutti.
Che cos’è la stagionalità? La stagionalità è un fenomeno, spesso di origine climatica o metereologica, che causa delle dinamiche ricorrenti e riconoscibili di alterazione della...
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La stagionalità è un fenomeno, spesso di origine climatica o metereologica, che causa delle dinamiche ricorrenti e riconoscibili di alterazione della domanda o dell’offerta di un bene, con conseguente aumento o diminuzione dei prezzi.
Il fattore più importante della stagionalità è la ciclicità con la quale si ripete un determinato disequilibrio fra domanda e offerta, che si traduce in variazioni di prezzo tendenzialmente prevedibili.
Facendo un esempio tipico della nostra vita quotidiana, sappiamo che acquistare della frutta estiva fuori stagione solitamente ha un prezzo maggiore perché la disponibilità è minore, mentre acquistarla in estate costa meno perché vi è abbondanza di offerta.
Se ciò che è prevedibile è (solitamente) l’andamento dei prezzi dovuto alla stagionalità, ciò che non è prevedibile è l’ampiezza di questo movimento o se la stagionalità avrà un effetto più marcato o più contenuto. In anni in cui c’è poco sole/troppa pioggia o altri elementi che si discostano dalla normalità, l’offerta di frutta estiva può essere inferiore ed i prezzi più alti del solito o viceversa, annate particolarmente abbondanti tendono a far scendere maggiormente i prezzi.
La ciclicità e prevedibilità di un evento stagionale, dunque, può soffrire di alterazioni dovute a elementi anomali che compromettono la possibilità di prevedere l’effettivo andamento dei prezzi.
Intuitivamente, è chiaro come la stagionalità sia un elemento piuttosto comune nella vita di tutti i giorni, ma quando si tratta di gas naturale ed energia elettrica le dinamiche stagionali possono essere meno immediate e soffrire di elementi alteranti che ne compromettono la tipicità.
Il gas naturale, in particolar modo in Italia e in Europa, ma più in generale nel mondo, è soggetto a dinamiche di stagionalità tipiche dell’utilizzo che se ne fa per il riscaldamento. In inverno, quando fa freddo, la domanda di gas normalmente aumenta per consentire di mantenere caldi gli ambienti in cui viviamo, lavoriamo, mangiamo ecc.
Il gas viene dunque maggiormente richiesto, si preleva il gas immagazzinato negli stoccaggi e prezzi sono tendenzialmente più alti rispetto all’estate.
Durante l’estate infatti, quando il riscaldamento non è necessario e la domanda è sensibilmente minore, i prezzi sono normalmente più bassi e il gas viene acquistato per riempire gli stoccaggi e ricostituire le scorte da utilizzare nel periodo freddo.
La curva dei prezzi forward, normalmente, riflette queste dinamiche stagionali ed è possibile descrivere una “stagionalità teorica” che indica i rapporti di prezzo che dovrebbero esserci fra i diversi trimestri dell’anno in assenza di altri eventi fondamentali che alterarino gli equilibri fra domanda e offerta.
Il Q1 è tendenzialmente il trimestre più caro, proprio a causa del picco termico che aumenta la domanda di gas per riscaldamento civile. Nei trimestri estivi normalmente i prezzi sono più bassi rispetto all’inverno e piuttosto simili fra loro: nel Q2 le temperature primaverili provocano una diminuzione importante della domanda di gas per uso civile non compensata dalla domanda per iniezione in stoccaggio, che raggiunge il suo picco proprio nel Q2.
Nel Q3 la flessione nella domanda per iniezione in stoccaggio viene bilanciata dalla maggiore domanda di gas per uso termoelettrico a causa della necessità di raffrescamento causata dalle temperature estive. Infine, nel Q4, quando inizia l’inverno, la domanda di gas per riscaldamento provoca l’aumento dei prezzi che vede poi il suo picco, come appena detto, nel Q1.
L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il gas
Questa “stagionalità teorica” dei prezzi del gas può però esser amplificata o, viceversa, totalmente sfalsata, da fattori terzi che intervengono in maniera anomala a modificare l’assetto della domanda o dell’offerta. Ad esempio un inverno estremamente mite, in cui la domanda di gas è inferiore rispetto al solito, può terminare con dei livelli di gas in stoccaggio ampiamente maggiori del previsto (è successo nel 2019), provocando così una diminuzione molto marcata dei prezzi nel periodo estivo dovuta alla domanda per iniezione in stoccaggio inferiore rispetto al normale.
Viceversa, in questo turbolento 2021, la stagionalità tipica dei prezzi del gas è stata completamente stravolta e annullata da fattori contingenti. Stoccaggi molto bassi al termine dell’inverno, freddo persistente in primavera e domanda asiatica estremamente alta sono solo alcuni degli elementi che hanno supportato i prezzi, che sono costantemente saliti nel corso di tutto l’anno raggiungendo livelli di prezzo mai visti in precedenza.
L’energia elettrica, diversamente dal gas naturale, ha una stagionalità che dipende strettamente dal Paese considerato e dal mix energetico che lo caratterizza.
In Italia, dove il gas naturale copre più del 40% del mix energetico, i prezzi dell’energia elettrica tendono a seguire la stagionalità tipica del gas, ma con l’aumentare della produzione elettrica da fonti rinnovabili, una quota sempre maggiore di fattori metereologici entra in gioco nella stagionalità elettrica, contribuendo a modificare nel tempo i pattern ricorrenti dei prezzi dovuti al solo legame con il gas naturale.
Inoltre, anche la prossimità con Paesi con dinamiche di prezzo differenti contribuisce a impattare sui prezzi locali, rendendo l’identificazione di una stagionalità piuttosto complicato.
Volendo parlare della “stagionalità teorica”, come abbiamo appena fatto per il gas naturale, si può dire che il prezzo power in Italia replichi piuttosto fedelmente la stagionalità del gas naturale, con qualche differenza.
Nel Q1, periodo più freddo dell’anno, a causa dei prezzi del gas ai “massimi stagionali”, produrre energia elettrica con termoelettrico costa di più. Per questo motivo anche per il power il Q1 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi sono più alti all’interno dell’anno. Nel Q2, al minor costo del gas va ad aggiungersi la produzione idroelettrica dovuta allo scioglimento delle nevi, il cosiddetto Run Of River, che a dipendenza dell’abbondanza o meno, può prolungarsi da aprile fino a inizio/metà di luglio. Per questo motivo il Q2 dovrebbe essere il trimestre in cui i prezzi elettrici sono i più bassi nell’anno, seguito poi dal Q3. Nei mesi estivi, però, le alte temperature provocano una domanda aggiuntiva di energia elettrica per raffrescamento e per questo motivo i prezzi sono un po' più alti rispetto al Q2.
Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.
Il Q4, infine, segue da vicino i maggiori prezzi del gas che comportano costi più alti per la produzione termoelettrica e di conseguenza l’aumento dei prezzi del power.
L'andamento dei quarters sulla stagionalità per il power
In generale, è necessario comprendere la stagionalità dei mercati per poterne prevedere l’andamento anche se sempre più spesso situazioni contingenti stravolgono l’equilibrio e dunque le proporzioni di prezzo “teoriche” di cui abbiamo parlato. Per questo motivo seguire attentamente il mercato e monitorarne i fondamentali è imprescindibile se si vuole ottimizzare la propria fornitura di gas o energia elettrica.
Il 14 luglio 2021 la Commissione Europea ha presentato il “fit for 55”, ovvero la proposta delle misure attuative per raggiungere gli obiettivi già dichiarati nel Green Deal,...
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Il 14 luglio 2021 la Commissione Europea ha presentato il “fit for 55”, ovvero la proposta delle misure attuative per raggiungere gli obiettivi già dichiarati nel Green Deal, confermando l’impegno ambizioso di riduzione delle emissioni (-55% entro il 2030 rispetto alle emissioni del 1990) e stabilendo le diverse aree di intervento per il raggiungimento dell’abbattimento dei gas serra e lo sviluppo di una nuova economia sostenibile e green.
In questo contesto, il ruolo delle rinnovabili sarà pivotale e il target proposto per la quota di fonti rinnovabili nell’energy mix europeo al 2030 è almeno il 40%.
Questo significa che nei prossimi anni dovremmo assistere ad un ulteriore incremento degli impianti rinnovabili installati in tutta Europa, per consentire ai diversi Paesi di raggiungere gli obiettivi nazionali proposti.
Una quota di rinnovabili sempre maggiore, se da un lato contribuirà sostanzialmente alla riduzione delle emissioni dovute alla produzione di energia elettrica, dall’altro comporterà però diverse conseguenze sui prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale.
A seconda della presenza o meno di sole o vento, il range di valori che riscontreremo sui prezzi spot potrebbe ampliarsi e la volatilità aumentare. In ore o giorni in cui la produzione eolica o fotovoltaica sarà particolarmente abbondante, è probabile che i prezzi spot saranno depressi, spesso prossimi allo 0 nelle stagioni a domanda inferiore o addirittura, come già succede in Germania, potrebbero essere negativi.
Viceversa, la mancanza di produzione da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) richiederà un grande impegno da parte delle centrali programmabili (tendenzialmente idroelettrico e centrali a gas naturale) per colmare il gap e bilanciare il sistema elettrico dei diversi Paesi.
Il massiccio ricorso al gas come fonte di generazione e bilanciamento della domanda, grazie alle caratteristiche di flessibilità e programmabilità, farà sì che le centrali a carbone siano sempre meno competitive, da un lato, ma concorrerà a spike di prezzo nelle ore o nei giorni in cui la produzione da FRNP sarà carente. Insomma, ci si può aspettare una forte volatilità dei prezzi spot e grandi differenze di prezzo fra le ore in cui la produzione da FRNP sarà abbondante e quelle in cui non lo sarà.
Anche i prodotti forward più vicini, in particolare il front month e le weeks, risentiranno maggiormente della volatilità dovuta alle aspettative sui forecast di produzione rinnovabile. Già oggi, soprattutto in Germania e nell’area “Nordics”, ovvero i Paesi scandinavi, dove gli impianti eolici installati coprono una quota consistente della produzione elettrica, le previsioni di ventosità provocano rialzi o ribassi improvvisi dei prezzi della curva a breve termine piuttosto repentini.
Questa dinamica probabilmente si riproporrà in maniera marcata in tutta l’area Europea, aumentando la volatilità dei prezzi della curva di breve termine, dal day ahead al month ahead.
Al crescere delle installazioni di fotovoltaico, l’impatto più evidente sui prezzi potrebbe essere la diminuzione dello spread fra i prezzi nelle ore di picco e le ore di fuori picco. Se è vero che tendenzialmente le ore notturne e i week end hanno prezzi più bassi a causa della minor domanda, l’aumento della produzione fotovoltaica potrebbe far diminuire i prezzi nelle ore centrali della giornata (i picchi) e, viceversa, la sua mancanza nelle ore notturne potrebbe farne aumentare il prezzo, riducendo il tipico differenziale di prezzo tra le ore di “punta” e le ore di spalla del giorno.
Il ruolo del gas naturale nella transizione energetica e nello sviluppo delle rinnovabili sarà imprescindibile. Maggiore quota di FRNP significa maggiore necessità di risorse flessibili e programmabili a copertura dei “buchi” lasciati scoperti. Il gas naturale, di conseguenza, avrà un ruolo complementare a quello delle FRNP e l’effetto sui prezzi potrebbe essere molteplice.
Se, a parità di domanda elettrica, la quota rinnovabile sarà maggiore, la domanda di gas per uso termoelettrico potrebbe diminuire, calmierando parzialmente i prezzi, ma dall’altro, la domanda spot per il bilanciamento della rete potrebbe portare ad aumenti di volatilità e, di conseguenza, ad oscillazioni di prezzo di entità maggiore sul mercato day ahead.
Una volta che sappiamo cos'è il mercato della CO2 in Europa, per capire l'alto prezzo dell'elettricità in Italia bisogna capire da dove vengono gli importi corrispondenti ai...
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Una volta che sappiamo cos'è il mercato della CO2 in Europa, per capire l'alto prezzo dell'elettricità in Italia bisogna capire da dove vengono gli importi corrispondenti ai diritti di emissione di CO2 che, insieme al prezzo del gas naturale, sono i principali responsabili dei prezzi alle stelle.
Prima di tutto, non tutte le aziende possono "inquinare". Per poterlo fare, bisogna infatti pagare delle quote di emissione di CO2. In Italia, le aziende interessate dal sistema di scambio di quote sono elencate nella lista degli impianti soggetti al D. Lgs 4 aprile 2006, n. 216.
Qualsiasi società registrata nel precedente registro è quindi interessata dal decreto legislativo 216/2006. Questo significa che, finché è in funzione, l'azienda deve richiedere l'assegnazione di quote di emissione, iniziando il suo funzionamento nei Registri delle Emissioni, il cui scopo è la contabilità accurata dell'emissione, proprietà, trasferimento e cancellazione delle quote di emissione stabilite dagli obblighi della Convenzione, del Protocollo di Kyoto e degli accordi di Parigi.
Una volta che le tue quote sono state assegnate, vengono tracciate e riportate per scopi di monitoraggio. Dal momento che le loro emissioni sono state verificate, le loro quote vengono restituite; se un'impresa iscritta nel registro non ottiene le sue quote, ciò è considerato un'infrazione amministrativa molto grave.
Queste aziende con limitate quote di emissione di CO2, alcune delle quali hanno avuto quote gratuite per anni, devono andare sul mercato se hanno bisogno di emettere più CO2 e comprare quote attraverso processi di aste. La difficoltà di trovare offerte disponibili e la quantità di domanda fanno salire il costo delle quote, indicando che le aziende sono disposte a pagare molto per continuare a inquinare.
Questo ha portato a un dibattito sull'opportunità di fissare dei massimali di prezzo o dei prezzi minimi o, al contrario, di limitare il funzionamento del mercato. Anche se la natura del mercato è stata quella di incoraggiare le aziende a investire in meccanismi per migliorare l'efficienza energetica dei loro processi, come la cattura del carbonio, attualmente non ci sono abbastanza strumenti per prevenire l'inquinamento di molte aziende e/o industrie il più possibile. Di conseguenza, molti hanno preso l'abitudine di accedere al mercato del CO2 per ottenere i diritti che permettono loro di continuare la loro attività.
Fig. 1: Sviluppo del prezzo del C02 in Europa nel 2021. Fonte: SENECO
Dall'origine del mercato, la Commissione europea ha stabilito misure per rendere il prezzo delle quote sempre più alto per incentivare l'efficienza energetica e le aziende a ridurre le loro emissioni. Se il prezzo è sempre più alto, le aziende dovrebbero vedere una maggiore redditività nell'investire in meccanismi di efficienza energetica. Ma non è stato così, o almeno questo è ciò che si riflette nell'evoluzione del mercato, che ha subito un'impennata negli ultimi due anni, con le quote di emissione di CO2 che sono passate da 4 euro/t all'inizio del 2018 ai valori attuali di oltre 50 euro/t.
Quando, nel mercato dell'elettricità, il produttore di elettricità offre la sua produzione, si aspetta di coprire tutti i suoi costi e ottenere un margine di profitto economico. Quindi, quando le sue quote di emissione sono più costose, il produttore deve coprire più costi e quindi aumentare il prezzo di vendita dell'energia elettrica prodotta.
Prendiamo come esempio una centrale elettrica a carbone. Ai costi fissi di funzionamento e manutenzione si devono aggiungere i costi variabili che, tra gli altri, comprendono il costo della materia prima (carbone) e il costo di produrre inquinando. Logicamente, per mantenere positivo il suo margine, l'unità di generazione offrirà la sua produzione a un prezzo rispetto ad altri momenti in cui i suoi costi variabili sono più alti.
Tuttavia, l'azienda può fare qualcos'altro con le sue quote, non solo rifletterle nella sua offerta di produzione. Può anche venderle sul mercato. Nella prima opzione, se li usa per produrre elettricità, perderà l'opportunità di venderli sul mercato per guadagnare un reddito, che attualmente è alto a causa della forte domanda di queste quote. Nella seconda opzione, si perderà l'opportunità di produrre elettricità e guadagnarci sopra. Quindi, cosa è nell'interesse dell'azienda? Dipenderà sempre da quanto è il costo opportunità, cioè quanto si rinuncia scegliendo l'una o l'altra opzione.
I limiti del funzionamento di questo mercato sembrano essere sempre più vicini. Per questo il Consiglio dei Ministri spagnolo ha approvato il progetto di legge per agire sulla remunerazione del CO2 non emesso nel mercato dell'elettricità, che secondo loro abbasserà le bollette elettriche dei consumatori coprendo i costi del sistema con il reddito straordinario ottenuto dagli impianti di generazione che non emettono CO2 e che sono precedenti alla nascita del mercato europeo del carbonio.
Il futuro regolamento, che viene elaborato con urgenza per ridurre al più presto le bollette dei consumatori, si aggiunge alle misure già adottate dal governo per affrontare gli alti prezzi dell'elettricità, come la riduzione dell'IVA dal 22% al 10% e la sospensione della tassa del 7% sulla generazione, che ha portato a un taglio della bolletta finale per le famiglie di oltre il 12%. Il Ministero si aspetta che questa misura freni l'escalation dei prezzi dell'elettricità per ottenere i seguenti risparmi:
Fig 2. Evolución prevista del importe de la factura eléctrica. Fuente: MITECO
Un mercato senza regole sufficienti invita alla speculazione. Siamo sicuri che le imprese, con grandi perdite dopo un anno atipico di bassa domanda di elettricità, non stiano speculando con questi diritti per massimizzare i loro profitti e recuperare economicamente? C'è urgente bisogno di un organismo che riveda il funzionamento del mercato delle quote di CO2 e che si renda conto che, a parte il grave problema che pone all'economia dei consumatori, emettere CO2 non può continuare ad essere un diritto facilmente ottenibile. Se non agiamo con urgenza per limitare l'aumento della temperatura globale di 1,5ºC dell'accordo di Parigi, il prezzo dell'elettricità sarà un problema secondario.
La certificazione energetica non è un vezzo e neppure un obbligo. Piuttosto, è un valore, un riconoscimento, è un traguardo attestato da un commissario esterno, cioè un ente super...
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La certificazione energetica non è un vezzo e neppure un obbligo. Piuttosto, è un valore, un riconoscimento, è un traguardo attestato da un commissario esterno, cioè un ente super partes. Nulla di diverso da una laurea per una persona, un diploma tecnico o un’abilità riconosciuta ufficialmente.
La Certificazione energetica parla al mondo della tua azienda, dice all’interlocutore, al cliente potenziale: “sì, ti puoi fidare, puoi stabilire una relazione di business con questa realtà produttiva, perché è seria, perché rispecchia tutte le caratteristiche riconosciute internazionalmente in materia di efficienza energetica”. In pratica accorcia le distanze.
Tuttavia, può capitare che alcuni imprenditori, in maniera miope, considerino la Certificazione energetica semplicemente come un pezzo di carta o un costo in più da sostenere. Men che meno dovrebbe essere interpretata come un’imposizione. Ogni Energy Manager sa che queste interpretazioni rappresentano un fatale errore. Chi si affiderebbe a un’azienda che dimostra di non volersi impegnare nella creazione, nell’applicazione e nel mantenimento di un sistema di gestione del lavoro, rispetto a specifiche norme internazionali di riferimento? Ormai nessuno.
In generale, le Certificazioni ISO, e dunque anche la Certificazione energetica ISO 50001:2011 alla quale vogliamo fare riferimento in questo articolo, assicurano agli stakeholders:
In definitiva, certificare le proprie attività, nei suoi diversi aspetti, è un’ottima operazione di brand reputation e si traduce sempre in vantaggi economici. Per le aziende, difatti, questi riconoscimenti sono diventati elementi importantissimi per la competitività sul mercato e per il business.
Le regole da adottare per valorizzare l’operato delle aziende sono definite dall’International Accreditation Forum (IAF) e dall’International Organization for Standardization (ISO), l’ente internazionale di normazione. Esistono, poi, norme europee (EN) e norme nazionali (UNI) le cui diciture vanno ad aggiungersi a quella ISO. Com’è noto, la qualità, la gestione dell’ambiente e la sicurezza sul lavoro sono gli ambiti che per primi, in ordine di tempo, sono stati standardizzati, ma esistono molte altre certificazioni più specializzate.
In particolare, la Certificazione Energetica è andata ad aggiungersi a quelle d’applicazione generale, perché ogni azienda, a qualsiasi settore merceologico appartenga, deve tener conto delle normative sull’efficienza energetica. Tanto più oggi, mentre il tema è caldissimo.
Ogni Energy manager sa che l’implementazione dell’SGE (Energy Management System) è un’attività imprescindibile per il corretto funzionamento dell’azienda. Non si tratta solo di abbattere i costi gestionali generali (risparmiando sulla spesa energetica), ma di creare un sistema virtuoso che miri al miglioramento continuo delle prestazioni in termini di efficienza energetica e, più in generale, di produttività. Significa scegliere i macchinari più innovativi ed efficienti, ridurre sprechi ed emissioni, orientarsi letteralmente verso il futuro. Non esiste più un confine netto tra produzione, efficienza, sicurezza, sostenibilità e qualità. Difatti lo standard ISO 50001 si basa sugli elementi comuni che si trovano in tutte le norme relative ai sistemi di gestione: qualità (ISO 9001), ambiente (ISO 14001), salute e sicurezza sul lavoro (ISO 45001).
Soprattutto le aziende energivore, gravate quindi da obblighi legali in materia, possono trovare nella certificazione energetica ISO 50001 una soluzione e un’opportunità. Una soluzione perché le realtà certificate non dovranno ottemperare agli obblighi di diagnosi energetica; un’opportunità perché la ISO 50001 è abbastanza recente e gli sforzi fatti potranno essere dichiarati, visibili a tutti.
Quando per implementare un sistema di efficientamento industriale ci si rivolge a una ESCo, Energy Service Company, è importante verificarne:
Le norme tecniche italiane UNI CEI 11352 e UNI CEI 11339 in relazione alle quali le ESCo possono certificarsi volontariamente, garantiscono tali risultati, permettendo alle aziende di saltare tutti i controlli necessari per verificare la validità del potenziale partner.
La scelta di un’ESCo certificata, dunque, concorre al raggiungimento del massimo livello di efficienza energetica possibile e porta interessanti vantaggi economici.
Infatti, è bene sapere che solo le ESCo certificate possono:
Tirando le somme, organizzare l’azienda in maniera finalizzata ad ottenere la Certificazione energetica ISO 50001 è un investimento che si riflette non solo sui consumi, ma anche sulla reputation.
A sua volta, preferire un fornitore di energia che abbia l’efficienza energetica tra le proprie priorità dà innegabili vantaggi, dei quali abbiamo parlato nel paragrafo precedente.
Per scovare i fornitori più virtuosi e affini alle proprie esigenze nell’affollato mondo dei player dell’energia, è utile che l’Energy manager si avvalga di un marketplace online evoluto, capace di mettere in contatto le aziende con un nutrito numero di operatori preselezionati del settore gas&power, finanziariamente solidi e anche dotati delle opportune certificazioni di massima efficienza energetica.
Il meteo è un driver di grande impatto sui prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale. Le temperature, il vento, le piogge, il sole o gli uragani sono condizioni meteo che...
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Il meteo è un driver di grande impatto sui prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale.
Le temperature, il vento, le piogge, il sole o gli uragani sono condizioni meteo che modificano le condizioni del sistema energetico europeo, aumentando o diminuendo la domanda di energia e/o gas naturale ed è quindi importante comprendere come e perché i prezzi reagiscano ai diversi driver di natura metereologica.
La temperatura è un driver estremamente importante e generalmente agisce direttamente sulla domanda di gas naturale o di energia elettrica per uso domestico (riscaldamento/raffrescamento).
Quando in inverno le temperature sono inferiori alle medie stagionali, ad esempio, la domanda di gas per riscaldamento aumenta e di conseguenza i prezzi del mercato spot/short term tendono ad essere più elevati; se la condizione di freddo rigido è persistente, l’impatto delle temperature si ripercuote anche sul mercato forward (month ahead/quarter ahead e sul resto della curva, anche se in maniera meno pronunciata a mano a mano che ci si allontana nel tempo).
Un inverno particolarmente rigido o un inizio primavera più freddo del dovuto, come ad esempio si è verificato quest’anno, provocano infatti una maggiore domanda di gas per uso civile, il gas in stoccaggio viene consumato ad un ritmo più sostenuto del solito e, di conseguenza, si crea maggiore necessità di gas per l’iniezione estiva. Viceversa, temperature invernali molto miti (come è successo nell’inverno 2018/2019) provocano una minore domanda di gas per riscaldamento, diminuendo l’utilizzo di gas in stoccaggio e lasciando dunque gli stoccaggi “più pieni” del solito all’inizio della stagione di iniezione. Questo a sua volta comporta una minor domanda e quindi prezzi tendenzialmente più bassi.
Pensando all’estate, invece, temperature molto al di sopra della norma aumentano la domanda di energia elettrica per raffrescare gli edifici, provocando un rialzo nei prezzi spot e short term dell’energia elettrica e, spesso, anche una maggiore domanda di gas per uso termoelettrico, comportando dei rialzi più o meno duraturi dei prezzi anche sul mercato gas. Al contrario, un’estate fresca e con temperature sotto alla media stagionale tendenzialmente comporta una diminuzione di domanda elettrica per uso civile e un ribasso dei prezzi spot.
Grazie alla notevole crescita della quota di rinnovabili installate sia in Italia che in Europa, l’impatto della presenza o meno di vento e sole è diventato piuttosto importante, soprattutto per quanto riguarda i prezzi spot/short term di energia elettrica e gas.
Se è semplice capire come la poca produzione eolica causata dalla mancanza di vento possa provocare l’aumento dei prezzi spot dell’energia elettrica, forse non è immediato comprendere come questo fattore abbia spesso un impatto anche sui prezzi del gas. Infatti, quando è necessario sopperire alla mancanza della produzione elettrica delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), soprattutto in Italia, sono solitamente le centrali a gas che vengono chiamate a produrre energia, proprio grazie alla modulabilità e flessibilità di queste ultime. Poiché però il costo marginale della produzione termoelettrica è maggiore di quella rinnovabile, se manca la produzione rinnovabile i prezzi spot dell’energia elettrica tendono ad essere maggiori e anche i prezzi spot del gas naturale possono risentirne al rialzo.
Viceversa, quando il vento e il sole sono abbondanti, la domanda di produzione termoelettrica è generalmente inferiore e dunque non solo i prezzi spot dell’energia elettrica sono più bassi, ma anche il gas naturale non risente di una maggiore domanda spot.
In molti paesi europei, inclusa l’Italia, è presente un numero elevato di centrali idroelettriche che sfruttano fiumi o bacini per produrre energia elettrica. Quando le precipitazioni e le nevi sono scarse e gli invasi non si riempiono adeguatamente, nella stagione successiva, segnatamente la primavera/estate, la produzione idroelettrica avrà o una durata o un’intensità più limitata. La bassa idraulicità del sistema, dunque, ha un impatto non solo nel momento in cui la produzione idroelettrica è scarsa o abbondante (con evidente effetto sui prezzi spot), ma anche sulla parte di curva forward primaverile (Q2) quando, nei primi mesi dell’anno, si verificano abbondanti o scarse precipitazioni ed il mercato “anticipa” l’effetto sui prezzi della maggiore o minore produzione idroelettrica attesa.
Inoltre, una produzione idroelettrica più scarsa ha un impatto anche sul gas naturale. La produzione di energia elettrica da gas naturale, risorsa flessibile per eccellenza, entra in gioco per fare makeup del profilo di consumo scoperto dall’idroelettrico; di conseguenza la domanda di gas naturale incrementale si scarica sul mercato causando una spinta rialzista aggiuntiva.
Va ricordato infine che la crescente importanza dei flussi di LNG (gas naturale liquefatto) in arrivo in Europa ha “ampliato” il perimetro di influenza di alcuni fattori (anche meteo!) che fino a pochi anni fa non avevano alcun impatto sui mercati europei. Ad esempio, un uragano che blocca le esportazioni americane di gas dal Golfo del Messico o un caldo torrido (o freddo polare) nell’area Giappone/Corea del Sud che aumenta vertiginosamente la domanda di gas sono elementi di notevole rilevanza anche per il mercato europeo.
Dal Green Deal europeo al Recovery fund, la sostenibilità è al centro del dibattito pubblico. E chiama in causa non tanto le scelte di consumo individuali, ma i progetti di...
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Dal Green Deal europeo al Recovery fund, la sostenibilità è al centro del dibattito pubblico. E chiama in causa non tanto le scelte di consumo individuali, ma i progetti di investimento a lungo termine delle aziende, ora in prima linea, oltre che sotto i riflettori nella lotta ai cambiamenti climatici. In questo scenario, la scelta di un fornitore gas&power davvero green diventa cruciale e strategica da un punto di vista sia di business che di marketing. Ma anche complessa.
Valutare l’impatto ambientale ed energetico della fornitura, infatti, richiede un coinvolgimento diretto del fornitore stesso, che diventa oggi un interlocutore privilegiato per le aziende in cerca di una svolta reale in termini di sostenibilità. Ne parliamo con Markus Federspieler, Head of Corporate Sales di Alperia Energy, società italiana che produce energia elettrica da fonti rinnovabili.
All’inizio di quest’anno si è registrato un interesse maggiore in settori diversi da quelli tradizionalmente attenti all’energia green. Anche se la crisi ha frenato questi nuovi entusiasmi, si tratta di un segnale importante, soprattutto perché riguarda industrie come l’acciaio, che non rientra tra i classici settori che guardano al tema della sostenibilità.
In Italia, in particolare, l’energia green era fino a qualche tempo fa appannaggio del food e del tessile di alta gamma. Due mondi in cui c’è una grande attenzione alla materia prima, anche in termini di comunicazione, per la vicinanza al consumatore e in cui le richieste ai fornitori vanno in direzione di un minore impatto ambientale causato dalle emissioni di Co2. La novità degli ultimi tempi però consiste nel fatto che anche i settori dell’automotive e della plastica cominciano a parlare di sostenibilità: è una questione di sensibilità, e una necessità di marketing in alcuni casi, ma anche una risposta a esigenze concrete legate alla supply chain.
Anche i fornitori di gas&power o i subappaltatori infatti devo essere compliance.
In generale, bisogna assicurarsi che il fornitore di gas&power abbia certi asset. E la prima cosa da fare è informarsi sull’origine dell’energia, sulle tecnologie utilizzate e chiedere garanzie e certificazioni. L’ideale è scegliere un’azienda che produce e distribuisce energia, perché ha un controllo diretto sulla produzione.
Questo diventa ancora più importante oggi perché le richieste dei clienti sono sempre più dettagliate: ad esempio noi gestiamo l’idroelettrico e veniamo scelti non solo da chi vuole energia verde, ma anche da chi cerca energia prodotta in Italia, anzi in Alto Adige.
Bisogna stare attenti, inoltre, ai luoghi comuni. È vero ad esempio che l’eolico, il fotovoltaico, e l’idroelettrico sono più green di altre fonti. Bisogna anche sapere, però, che alcune aziende in passato hanno investito nel fotovoltaico perché le tariffe incentivanti erano interessanti. Mentre, oggi, chi punta sul fotovoltaico lo fa per un’ottimizzazione in loco, non per cedere la rete. In questo caso, quindi, non si tratta di fornitori di energia.
L’energia verde a livello normativo è una certificazione ex post, viene quindi assegnata dopo che è fornita. Ci sono portali dei gestori di servizi energetici che chiariscono come avviene la certificazione della fornitura e ci si può rivolgere al proprio fornitore per richiedere la garanzia di origine (GO). L’azienda può decidere così cosa vuole realmente supportare.
Le richieste sono le più disparate e sono sempre più specifiche soprattutto in relazione all’impatto ambientale delle rinnovabili. Alcune aziende, ad esempio, si assicurano che i nostri impianti abbiano le rampe dei pesci. Altre preferiscono gli impianti di taglia piccola, non grandi derivazioni. Oppure impianti recenti, realizzati non più di 10 anni fa. Altri clienti ci hanno chiesto che tutta l’energia provenisse solo da un impianto. Con richieste molto specifiche l’azienda può scegliere di incentivare diversi aspetti della sostenibilità. Il nostro compito come fornitori è anche di natura consulenziale: spieghiamo al cliente le diverse tipologie a disposizione in relazione ai diversi costi e alle esigenze.
Tutta l’Europa, tranne la Polonia, fa parte di un hub europeo quindi le garanzie di origine vengono scambiate in modo libero. C’è tantissima certificazione verde a basso costo che arriva dall’estero: come l’idroelettrico della Norvegia e dell’Islanda.
La GO è trattata come una commodity a livello di mercato. I prezzi sono veramente alla portata di tutti. Ci sono alcune scelte che i soggetti che vendono energia possono fare per investire in energia verde e l’azienda cliente deve esserne al corrente.
Oltre a orientarsi nelle certificazioni, bisogna anche informarsi e non cadere nelle trappole: un classico esempio è il tema del bio gas, che in Italia ancora non viene prodotto. Questa è una tipica informazione di base che un’azienda dovrebbe avere prima di scegliere un fornitore di gas&power davvero green.
Expertise, strategia ad hoc e trasparenza, con la semplicità di un click!
Nel contesto attuale della crisi dei prezzi dell'energia elettrica, c'è un concetto ricorrente nelle giustificazioni sul perché i prezzi continuano a salire; le quote di emissione...
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Nel contesto attuale della crisi dei prezzi dell'energia elettrica, c'è un concetto ricorrente nelle giustificazioni sul perché i prezzi continuano a salire; le quote di emissione dei gas a effetto serra.
Il commercio di queste emissioni, i cui prezzi sono più alti che mai, è uno strumento di mercato creato come incentivo o disincentivo economico per perseguire il beneficio ambientale della transizione energetica. Il suo scopo è che gli impianti industriali inquinanti riducano le loro emissioni nell'atmosfera.
| Prezzo CO2 | EUA | CER |
| Media annuale | 42,96€ | 0,32€ |
| Gennaio | 33,43€ | 0,37€ |
| Febbraio | 37,89€ | 0,39€ |
| Marzo | 40,87€ | 0,42€ |
| Aprile | 45,22€ | 0,60€ |
| Maggio | 51,99€ | 0,00€ |
| Giugno | 51,78€ | 0,00€ |
Evoluzione del prezzo di CO2 nel 2021. Fonte: SENDECO2, Sistema Europeo di Negoziazione di CO2
Attualmente, ci sono mercati di emissioni che operano in diversi paesi e che riguardano diversi tipi di gas a effetto serra. Tuttavia, ciò che sta influenzando il prezzo dell'energia elettrica nella maggior parte dei paesi del vecchio continente è la direttiva 2003/87/CE emessa dall'Unione Europea (UE). Ad oggi, è l'atto legislativo sul regolamento della CO2 più ambizioso.
Il decreto interessa le emissioni di CO2 provenienti da diverse attività nei 27 Stati membri dell'UE.
Centrali termiche, cogenerazione, altri impianti di combustione con potenza termica superiore a 20 MW (caldaie, motori, compressori...), raffinerie, fabbriche di ferro e acciaio, cemento, ceramica, vetro e carta.
Elenchiamo i fattori che impattano su questo mercato:
Il Sistema per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra dell'UE interessa globalmente più di 10.000 impianti e più di 2 miliardi di tonnellate di CO2, ossia il 45% circa delle emissioni totali di gas serra nell'UE.
La tendenza dei prezzi della CO2 è cambiata significativamente dall'anno in cui il mercato è stato creato. Nelle ultime settimane, in particolare, c'è stato un aumento del prezzo delle quote di emissione nel mercato europeo, dove stanno raggiungendo valori superiori a 50 €/tonnellata; un aumento del 150% rispetto al valore di un anno fa. Questo significa che l'industria che inquina paga di più per farlo.
Inoltre, le quotazioni future dei mercati del diritto di emissione indicano che questa situazione di prezzi elevati continuerà nel tempo, soprattutto a causa della maggiore ambizione climatica dei diversi paesi dell'Unione Europea e l'annuncio del ritorno degli Stati Uniti all'accordo di Parigi.
Così, le industrie che utilizzano processi inquinanti stanno trasferendo il costo delle loro emissioni di gas serra nei costi di produzione dell'energia. Questo significa che i prezzi marginali dell'elettricità sul mercato, fissati dalle tecnologie più costose, sono a valori più alti.
La tendenza dei prezzi continua a salire: il prezzo di una tonnellata di CO2 ha già superato di gran lunga la barriera dei 50 €/tonnellata. Lo scorso maggio, il prezzo medio era vicino a 52 €/t, un aumento del 15% rispetto allo stesso prezzo del mese precedente. Come se non bastasse, questo giugno il prezzo di una tonnellata di CO2 ha raggiunto un nuovo record, 56,5 €.
Anche se sembra necessario introdurre un meccanismo che penalizzi economicamente le industrie inquinanti per spingerle ad essere più rispettose dell'ambiente, se queste trasferiscono i loro costi nel prezzo finale del loro prodotto, il kWh, i più danneggiati dal meccanismo sono i consumatori finali. Per questo, anche se si tratta di un mercato in evoluzione, è necessario proporre misure che limitino i prezzi massimi o che impediscano alle imprese di rifletterli nei loro costi finali. È in gioco la salute di tutti, sia ambientale che economica.
Tradotto da Giulia Romani
In uno dei nostri precedenti articoli, Come semplificare la gestione dei contratti a portfolio management, abbiamo fatto un quadro del mercato dell’energia attuale,...
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In uno dei nostri precedenti articoli, Come semplificare la gestione dei contratti a portfolio management, abbiamo fatto un quadro del mercato dell’energia attuale, geograficamente e storicamente parlando. Lo abbiamo fatto dal punto di vista del Key Account Manager (KAM), il punto di collegamento tra il fornitore e l’azienda cliente, un ruolo che unisce le competenze tecniche a quelle umane tipiche del commerciale.
Il KAM oggi si trova infatti ad operare in un contesto reso incerto dalla pandemia, che ha fortemente influito sull’andamento dei prezzi di mercato; in più, si trova a farlo di fronte a centinaia di altri fornitori. Questo significa dover mantenere il livello qualitativo dei servizi offerti altissimo, per non rischiare di perdere margine e clienti.
Abbiamo provato a metterci nei panni di un KAM, ma poi abbiamo deciso che la maniera migliore per farlo fosse quella di rivolgerci a chi ci lavora in prima persona: abbiamo quindi contattato Fabio De Mitis, Area Manager & KAM per Sorgenia con un’esperienza ventennale nel campo dell’energia, che si è mostrato estremamente disponibile e ci ha aiutato a dettagliare il nostro quadro.
Sicuramente la prima grossa difficoltà è quella di trovarsi in un mercato saturo dal punto di vista degli attori presenti. Il mercato italiano, oltre ad essere particolarmente competitivo e fitto di operatori, è anche molto complicato dal punto di vista normativo. L’Autorità legislativa in materia emette norme e decreti sul mercato energetico quasi ogni giorno e rimanere sempre costantemente aggiornati è certamente impegnativo.
La risposta più immediata sarebbe quella di abbassare i prezzi ma non sempre è sufficiente, oltre che essere poco edificante (commercialmente parlando…). Inoltre, questo per il fornitore significherebbe assumersi in molti casi seri rischi finanziari.
Vendere allo ”scoperto”, oppure sfruttare le previsioni puntando sugli andamenti finanziari futuri, permetterebbe di andare sottocosto e quindi avere prezzi enormemente competitivi. Questo però è lavoro di trading puro che, oltre ad essere impegnativo, rischia serie conseguenze per il fornitore, soprattutto per quei fornitori con le spalle poco coperte dal punto di vista finanziario.
A questo punto quello che rimane ad un Key Account Manager per distinguersi dalla concorrenza è puntare sia sulla qualità del servizio post-vendita offerto al cliente, (in termini di rapidità ed efficacia nell’evasione delle richieste) ma anche e soprattutto sui servizi aggiuntivi.
In caso di contratti a portfolio management che quindi prevedono fixing, la priorità numero uno direi sia aggiornare il cliente con i trend di mercato, in modo che si fidi del fornitore, e poi che possa fare scelte con consapevolezza. Per questo motivo credo sia importante mantenere un approccio pedagogico, e in generale un atteggiamento di trasparenza.
Un altro aspetto ancor più importante su cui il KAM può lavorare è la collaborazione con il cliente per ridurre i consumi energetici attraverso l’individuazione di opportunità relative all’efficientamento energetico: la propositività e la consulenza per raggiungere una situazione win-win con il cliente rientrano nel contesto della fornitura a 360 gradi.
Più clienti decidono di acquistare la fornitura energetica con contratti a prezzo variabile, più il supplier è agevolato: dal momento che per le coperture dei prezzi è necessario tendenzialmente l’acquisto di una banda minima, fare fixing su più clienti permette di ridurre il rischio di esposizione mantenendo inoltre il vantaggio di poter creare ottimizzazione su ogni fixing effettuato.
In questo caso però si innesca una tematica di natura gestionale: più clienti anche di piccole dimensioni hai a portfolio management, più sono i servizi che devi offrire. Bisogna accompagnare il cliente fornendogli informazioni sugli andamenti e gli scenari del mercato energetico e in questo c’è il pieno coinvolgimento del lato commerciale dell’azienda di fornitura.
Tra marzo ed aprile 2020 sono stati raggiunti prezzi tra i più bassi a livello storico sia per il gas che per l’energia elettrica: ad aprile 2021, invece, i prezzi sono risaliti rapidamente, arrivando a toccare livelli che non si vedevano da anni.
Nel marzo/aprile 2020 la maggior parte dei nostri clienti ha scelto un contratto di energia a prezzo fisso (alcuni anche di durata biennale), proprio in virtù dei prezzi straordinariamente bassi. Siamo quindi a ridosso del rinnovo dei contratti per molti e, data la situazione attuale del mercato energetico che è molto diversa da quella scorso anno, potrebbe esserci un’inversione di tendenza sulla domanda per quanto riguarda la tipologia di prezzo richiesto.
Stiamo parlando di fluttuazioni di prezzo che possono andare dal 15% al 25% circa nell'arco di 12 mesi, e potrebbe essere il momento giusto per puntare sui contratti a prezzo indicizzato con possibilità di fixing.
Credo che il digital sia già diventato un’ottima opportunità per il cliente finale infatti molti fornitori puntano tanto sull’uso di piattaforme per acquisire contratti, in primis sul segmento residenziale e microbusiness.
Sul segmento industriale e delle piccole e medie imprese invece, confesso che tuttora in Italia pare che il rapporto umano conti ancora parecchio (fortunatamente… 😊) e di solito questo tipo di imprese si aspetta di essere seguito da un commerciale in carne e ossa che dà la sicurezza di una maggiore disponibilità rispetto a qualsiasi call center.
Gli analisti o i trader, quando studiano il mercato, si concentrano sui diversi prodotti future a disposizione, sui diversi driver che possono impattare sull’andamento dei prezzi,...
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Gli analisti o i trader, quando studiano il mercato, si concentrano sui diversi prodotti future a disposizione, sui diversi driver che possono impattare sull’andamento dei prezzi, e prendono delle posizioni sui diversi punti della curva forward, sui mesi, i quarters o i calendar.
Invece, quando si leggono le analisi di consulenti o esperti che spiegano cosa è successo o cosa succederà, sembra che ci si concentri quasi esclusivamente sul mercato spot o sul cal+1. Eppure la gamma di prodotti della curva forward comprende diversi mesi, diversi quarter e più di un calendar avanti. Come mai?
E’ vero, non esiste solamente il prodotto cal + 1 (il prodotto, cioè, che inizia il 1 gennaio e termina il 31 dicembre del primo anno dopo quello in corso), ma quando si vuole esprimere una view di mercato di medio termine (e cioè che interessi l’andamento dei prezzi per qualche settimana o mese) è più pratico prendere a riferimento alcuni prodotti che possono essere considerati di interesse piuttosto che esprimere una view di mercato su tutti i punti della curva forward.
Prima di tutto è un prodotto molto liquido, viene cioè scambiato molte volte dagli operatori nel corso della giornata, e dunque i movimenti del suo prezzo esprimono piuttosto fedelmente le aspettative degli operatori. Scegliendo un prodotto meno liquido, invece, si rischia che il prezzo non sia altrettanto attendibile come riferimento.
Inoltre, coprendo con la sua durata un intero anno solare, nel suo prezzo sono mitigati gli effetti della stagionalità tipica del gas e dell’energia elettrica e dunque risente meno violentemente dell’impatto di quei driver tipicamente legati al meteo che causano reazioni importanti sui mesi estivi o invernali, in particolare quando ci si trova molto vicino alla delivery.
Ciò nonostante, quando la situazione meteo rende il mercato particolarmente teso o particolarmente rilassato, questo filtra nel prezzo del cal + 1, perché generalmente esiste un’alta correlazione fra i diversi punti della curva forward. Questo significa che a meno di casi estremamente particolari, quando i fondamentali del mercato indicano un periodo rialzista tutta la curva forward subisce un rialzo e, viceversa, quando i fondamentali sono impostati al ribasso, l’intera curva forward risente del calo dei prezzi.
Parlare di correlazione fra il prodotto Cal+1 e altri prodotti (come, nell’immagine, il Q3-21 e il Q1-22) non significa che il movimento dei prezzi, in termini di €/MWh, è lo stesso, ma che l’andamento di uno è molto simile all’andamento degli altri prodotti, anche se l’ampiezza del movimento piò essere più marcata o meno marcata a seconda di quale sia il driver o l’insieme di driver che lo ha causato.
Se i driver che causano un movimento sono legati al meteo, l’impatto sarà maggiore sui prodotti forward più vicini (come il month ahead o il primo quarter ahead), viceversa, se i driver sono strutturali o hanno un legame di più lungo termine (come ad esempio la CO2) è probabile che non siano i prodotti short term ad essere maggiormente interessati.
Un altro ottimo motivo per scegliere come riferimento il Cal+1 è che, storicamente, è il prodotto di riferimento per i clienti industriali che consumano energia elettrica e che hanno contratti annuali, con inizio al primo giorno di gennaio e fine al 31 dicembre.
Anche i contratti gas, una volta prevalentemente basati sul cosiddetto “anno gas”, “anno termico” o “gas year”, ovvero dal 1 ottobre al 30 settembre dell’anno successivo, si sono in buona parte allineati con l’anno solare e non è infrequente ora vedere i contratti annuali con inizio al 1 gennaio.
Infine, spesso si predilige la semplicità e la praticità data dallo scegliere un riferimento unico per i prezzi piuttosto che fornire indicazioni su una gamma maggiore di prodotti. In particolare, considerando che non tutti i clienti sono abituati a guardare il mercato tutto il giorno e su tutta la curva forward, risulta più pratico utilizzare il prezzo del cal + 1 (che è uno solo) invece che il prezzo di mesi o quarti, proprio perché l’indicazione risulta di più immediata comprensione e maggiormente fruibile, piuttosto che una lista con i prezzi di più mesi e più trimestri.
Insomma, se si vuole dare una indicazione qualitativa su come potrebbero evolvere i prezzi della curva forward nel prossimo futuro, utilizzare il Cal+1 come prodotto di riferimento risulta assolutamente valido.
Uno dei punti fondamentali per la corretta gestione di un contratto a prezzo variabile con fixing è l’identificazione dello slot minimo di volume che può essere coperto a prezzo...
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Uno dei punti fondamentali per la corretta gestione di un contratto a prezzo variabile con fixing è l’identificazione dello slot minimo di volume che può essere coperto a prezzo fisso. Il volume minimo sul quale è possibile richiedere un fixing dipende solitamente dai volumi complessivi del cliente, che devono essere sufficientemente elevati da consentire la copertura del rischio prezzo al fornitore.
Dunque ad un cliente con volumi elevati (sopra i 20 GWh di solito) probabilmente verrà data la possibilità di coprire slot minimi pari al 10% dei volumi, mentre a un cliente con volumi inferiori la percentuale minima consentita potrebbe essere il 20 o 25%.
Prima di tutto, è consigliabile pianificare la strategia di fixing, ovvero una linea guida per l’ottimizzazione del contratto che consenta di raggiungere l’obiettivo dell’organizzazione senza lasciare troppo spazio all’improvvisazione e alla discrezionalità. Dunque è necessario identificare le finalità e gli obiettivi dell’ottimizzazione e i parametri utili per pianificare la strategia (ne abbiamo parlato anche nell’articolo "Come impostare una strategia di fixing" ).
Non tutti adottano la stessa logica e hanno gli stessi obiettivi ma impostare una strategia di fixing permette di agevolare le scelte dell’energy manager nel corso dell’anno, rispondendo adeguatamente ai movimenti del mercato nel rispetto dell’attitudine al rischio e degli obiettivi dell’organizzazione.
Anche la definizione dei volumi da fissare nei diversi fixing rientra fra gli aspetti da pianificare quando si sceglie la strategia di fixing da adottare. Come abbiamo detto più volte, non esiste la ricetta perfetta per tutte le esigenze, ma è necessario che la strategia sia costruita ad hoc rispetto ai desideri della società.
In generale, è sconsigliabile adottare una strategia “all in”, ovvero una strategia in cui si richiede un fixing per il 100% dei volumi in una sola volta. A meno di condizioni di mercato davvero particolari, come può essere stato il crollo dei mercati nel primo lockdown europeo del 2020, fissare più tranche invece di fare il cosiddetto “all in” permette di diminuire il rischio che il prezzo del mercato non sia quello ottimale.
Solitamente le strategie di fixing sfruttano al massimo il numero di fixing disponibili contrattualmente, prevedendo dei fixing progressivi rispetto ad una timeline ipotetica, in modo da garantire il fixing del 100% dei volumi entro una data stabilita. Inoltre, vengono definiti dei prezzi target, o dei range di prezzo, massimi (oltre i quali non si è disposti a pagare) e minimi (che garantiscono il raggiungimento del budget), raggiunti i quali si preferisce fissare tutti (o quasi) i volumi rimasti a prezzo variabile, in modo da limitare i danni, in un caso, o garantire il risparmio, nell’altro.
Quanto volume fissare ad ogni fixing, inoltre, dipende dalla propensione al rischio e dalla fiducia nella propria view di mercato. Parlando di rischio, infatti, è necessario sottolineare che minore è il numero dei fixing (e dunque maggiore il volume fissato in ogni tranche), maggiore è il rischio che il fixing soffra di una scarsa “diluizione” del momento di mercato e che dunque non sia mitigato l’effetto di un fixing richiesto in un periodo in cui i prezzi sono alti. Se, d’altra parte, si dispone di strumenti adatti e di una buona fiducia nella view di mercato, è giusto anche sfruttare maggiormente le indicazioni per ottimizzare il prezzo contrattuale.
In generale, per diminuire il numero delle variabili da gestire (quanto volume/quando fissarlo), si può suddividere il volume nel massimo numero di tranche disponibili e ipotizzare di chiudere lo slot minimo a ogni fixing. Se la view di mercato suggerisce di affrettare le coperture, o di approfittare di un momento di mercato particolarmente favorevole, si possono concentrare più fixing del volume minimo in un intervallo più limitato di tempo. In quest’ottica, si elimina la variabile “quantità” e si concentra la strategia sull’identificazione del giusto timing. A dipendenza poi della propensione al rischio, i fixing saranno più o meno concentrati intorno al periodo identificato per la copertura.
Uno dei misteri legati alle offerte di energia elettrica e gas è come viene fatto il pricing da parte del fornitore per il profilo di consumo del cliente. Il fatto che per...
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Uno dei misteri legati alle offerte di energia elettrica e gas è come viene fatto il pricing da parte del fornitore per il profilo di consumo del cliente. Il fatto che per valorizzare il prezzo dei consumi non regolari, nel corso dell’anno, del mese e (parlando di energia elettrica) del giorno, vengano utilizzati come riferimento i prezzi del mercato all’ingrosso, che sono, viceversa, calcolati su profili standard “piatti” (baseload e picco/fuori picco) fa sorgere spesso diversi dubbi sul prezzo applicato dal fornitore. Proviamo a fare un po' di chiarezza!
Quando un cliente richiede un fixing o un’offerta a prezzo fisso, il fornitore include, nel prezzo applicato, alcune componenti piuttosto standard, come il rischio volume, il rischio profilo, i costi finanziari, il margine (ne abbiamo parlato anche nell’articolo "Prezzi di fixing e prezzi all’ingrosso: come mai sono diversi? ").
Tutti questi costi, però, vengono montati “on top” sul prezzo “base” del profilo del cliente, ovvero sul prezzo che, nella migliore delle ipotesi, il profilo di consumo stimato potrebbe avere nel momento della richiesta. Questo prezzo “corretto”, o “fair” se vogliamo usare un inglesismo noto, è la miglior stima del costo che il fornitore dovrebbe sopportare per acquistare per il cliente quel profilo di consumo, valutata nel giorno in cui viene richiesta l’offerta.
Ci sono, è il caso di dirlo, una moltitudine di modi che possono essere utilizzati dai fornitori ed è dunque difficile trovare un metodo unico e applicato da tutti. La logica, però, è più o meno sempre la stessa. Il prezzo dei prodotti standard del mercato all’ingrosso viene sostanzialmente riproporzionato rispetto al profilo di consumo del cliente.
Immaginiamo di parlare di una sola settimana, per semplicità. Una settimana è composta da 7 giorni, di cui 5 lavorativi e 2 giorni di week end, e ipotizziamo che i 5 giorni lavorativi abbiano lo stesso prezzo (ad esempio 54 €/MWh), così come i due giorni del week end (ipotizziamo 40 €/MWh).
Se il prezzo del mercato all’ingrosso del prodotto standard baseload per la settimana è di 50 €/MWh, questo significa che la media dei prezzi dei 7 giorni che la compongono è esattamente 50. Fin qui tutto è abbastanza semplice, perché nell’ipotesi di prodotto standard, ovvero un profilo che in tutti i giorni e in tutte le ore è lo stesso, possiamo quasi dimenticarci delle “quantità”, e il prezzo medio è facile da calcolare.
Se il profilo di consumo fosse standard, dunque, il prezzo “fair” dell’energia consumata in questa settimana sarebbe 50 €/MWh.
Se parliamo di un consumo profilato, ovvero di quantità diverse per i diversi giorni della settimana, allora si introduce una complicazione in più e si parla dunque di media pesata. Niente di astruso, in verità, si tratta di calcolare la media del prezzo della settimana tenendo però conto del fatto che i consumi nei giorni lavorativi, come nell’esempio qui sotto, sono diversi dai consumi del week end.
In questo caso, infatti, il consumo medio dei giorni dal lunedì al venerdì è 30MWh, mentre nel week end è 10. La media pesata (e dunque il prezzo “fair”) sarà quindi dato da:
E’ possibile riportare questa logica agli altri prodotti standard, ovvero il calendar o i quarti o i mesi. Il prezzo del prodotto standard annuale è infatti una media del prezzo dei prodotti trimestrali e anche una media dei prodotti mensili.
Può capitare, è vero, che a volte ci sia una minima differenza dovuta alla liquidità del mercato, ma in un mercato “ideale” questo non accade. Il prezzo del profilo di consumo, dunque, viene di base ricavato come una media pesata del prezzo dei mesi o dei quarti per le rispettive quantità, ottenendo il prezzo “fair” sulla base del quale il fornitore calcola l’offerta.
Quanto fin qui descritto è ovviamente una semplificazione del processo di pricing dei fornitori, anche perché ciascuno utilizza delle raffinatezze ulteriori per prezzare i profili dei clienti e dei metodi diversi per ricavare il prezzo dei prodotti non quotati (i mesi lontani o le settimane, i giorni o le ore, ad esempio) dai prezzi dei prodotti standard del mercato all’ingrosso. La logica alla base, però, non si discosta da quanto detto finora.
Ragionare su quali siano i meccanismi alla base del pricing, nonostante questo non ci consenta di replicare esattamente il metodo adottato dal nostro fornitore, aiuta però a comprendere come mai consulenti, piattaforme e data provider utilizzino come riferimento i prezzi dei prodotti standard del mercato all’ingrosso per dare indicazioni sugli acquisti dei clienti industriali.
Non solo i prezzi dei prodotti quotati sul mercato sono indicativi delle migliori stime degli operatori in riferimento a un determinato periodo, ma il fatto che i prezzi salgano o scendano sul mercato all’ingrosso si ripercuote sui prezzi dell’energia elettrica e del gas che vengono offerti dai fornitori e che saliranno o scenderanno a loro volta.
Un cliente energivoro è come una caraffa di acqua fresca in pieno deserto: si farebbe di tutto per non versarla, perché è necessaria alla sopravvivenza. Tuttavia, molte offerte...
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Un cliente energivoro è come una caraffa di acqua fresca in pieno deserto: si farebbe di tutto per non versarla, perché è necessaria alla sopravvivenza. Tuttavia, molte offerte business dei fornitori di energia sono talmente poco customizzate e appetibili da poter essere paragonate a un calcio sul recipiente.
Sprecare un’importante occasione di business non è certo nella logica di un Key Account Manager (KAM) e ormai è chiaro che la proposta di un prezzo basso non è più sufficiente a garantirsi il contratto.
Piuttosto, in un mercato tanto affollato come quello italiano, nel quale oltre 700 fornitori di gas ed energia elettrica sono in competizione, è necessario avere argomentazioni convincenti e presentare all’interlocutore un valore senza paragoni. O il cliente strategico rimarrà un dolorosissimo miraggio.
Se lo sconto non è più la chiave del successo, a cosa può appellarsi, dunque, un KAM assetato di business? Certamente a un servizio digitale innovativo, che può aiutarti a creare il valore aggiunto che mancava. Tra le start up del settore Energy, YEM ha sviluppato una piattaforma digitale che attraverso il servizio YEM optimization permette di fare la differenza agli occhi dei clienti strategici .
Accedere a nuove competenze, idee e tecnologie all’esterno del perimetro aziendale può aiutare a rinnovare la propria offerta commerciale. Oggi, la chiave di volta delle vendite in campo Energy è la gestione del mercato delle materie prime. Affiancare il cliente nei percorsi di monitoraggio del prezzo dell’energia elettrica e del gas nel tempo significa massimizzarne il risparmio.
Spesso, però, le aziende non hanno il tempo o le skill sufficienti per gestire un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing, la formula contrattuale di fornitura più legata alle dinamiche della Borsa energetica. D’altro canto, i KAM non sono trader e ciò implica una limitazione nella trattativa. Ecco perché il servizio digitale YEM optimization sta rivoluzionando il concetto di offerte business dei fornitori.
Conoscere i momenti di maggiore flessione dei prezzi del mercato e acquistare quote di energia attraverso il fixing permette al KAM di “costruire” nel tempo la bolletta dei clienti e garantire loro il risparmio auspicato. Un consulente sempre aggiornato sulle fluttuazioni dei prezzi delle materie prime, capace di fornire previsioni e indicazioni per gestire in maniera dinamica il contratto, è un elemento che valorizza enormemente le offerte business dei fornitori.
YEM optimization permette di concretizzare questo progetto, monitorando la Borsa energetica quotidianamente e in maniera molto efficace. Il tool digitale diviene così un prezioso alleato del KAM, che in pochi click può ottenere le informazioni desiderate e applicarle al contratto dei clienti strategici. Le strategie di fixing a misura di cliente, costruite attraverso YEM optimization hanno una duplice valenza:
La piattaforma digitale YEM mira a creare un contatto diretto, umano e di qualità, tra fornitori e clienti, a dispetto di quanto si dica del mondo digitale: per YEM, la tecnologia lontana dalle persone ha fatto il suo tempo. Recente startup il cui obiettivo è diventare il punto di riferimento nella gestione di un contratto di fornitura energetica BtoB, YEM ha saputo cogliere i vantaggi del digitale creando una soluzione moderna, agile e ricca di contenuti operativi e formativi che agevolano la relazione tra professionisti.
Il Key Account Manager (KAM) del settore energia deve essere anche un trader? Quanto conta, oggi, poter affiancare un grosso cliente strategico nella gestione operativa del...
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Il Key Account Manager (KAM) del settore energia deve essere anche un trader? Quanto conta, oggi, poter affiancare un grosso cliente strategico nella gestione operativa del contratto energetico? E qual è la cifra distintiva del professionista, quel quid che lo rende imbattibile nel vendere energia B2B?
Ammettiamolo, il ruolo del KAM non è per tutti. Come detto in una precedente intervista con Francesco Mazza, responsabile grandi clienti dell’area acquisti del centro nord di A2A.:
"Il Key account manager è una figura chiave sia per l’azienda fornitore, che come punto di riferimento per il cliente finale. Ovvio che per il potenziale cliente non è facile comprendere la professionalità e la bravura, oltre che la profondità di argomentazione di un KAM. Alcuni hanno una conoscenza solo superficiale delle dinamiche proprie dell’energy market. In fase di richiesta di offerta è possibile testare una parte della preparazione e trasparenza, verificando se nel momento dell’elaborazione di un’offerta, c’è sensibilità nei confronti del mercato, oltre che disponibilità nel dare consigli adeguati alle esigenze aziendali. Inoltre, bisogna valutare la capacità di poter seguire il cliente, non esiste solo l’ottimizzazione dei costi, ma anche l’ottimizzazione dei consumi e l’efficientamento energetico. Il bravo KAM deve saper guidare il cliente anche nell’efficientamento dopo la firma del contratto."
È richiesta una pluralità di competenze, che vanno dalla perfetta padronanza delle tecniche di vendita a una solida capacità manageriale; dall’esercizio della dialettica per costruire il proprio soft-power alla più tecnica gestione dei conti; dalla visione globale e riflessiva sullo specifico cliente strategico all’attuazione di un business plan capace di soddisfare la propria azienda e, al contempo, creare un rapporto duraturo con l’acquirente.
E poi, dobbiamo considerare che più il cliente è strategico, più sale la pressione (emotiva!). E, al Key Account Manager non è concesso alcun cedimento.
Insomma, non si tratta solamente di far firmare un contratto: vendere energia B2B ai clienti energivori richiede visione, metodo, fiducia e responsabilità. Si tratta di un lungo elenco di conoscenze che consentano al KAM di:
Insomma, una sfida entusiasmante, che gratifica il KAM e lo rende una figura realmente strategica all’interno della società di fornitura energetica.
Se sei arrivato fino a qui nella lettura di questo articolo, però, è perché in cuor tuo sai che il vero fossato da superare non è rappresentato dalla vendita in sé per sé, bensì dagli aspetti di consulenza.
Tu incarni già l’evoluzione della figura commerciale, in quanto professionista di reale supporto culturale e operativo per i tuoi clienti. Tuttavia, sei interessato a ogni idea, ogni approccio che possa avvicinarti ancora di più al tuo interlocutore commerciale. Quali strategie possono indurre l’Energy manager di una realtà energivora a scegliere senza dubbio alcuno proprio la tua proposta?
Dando per scontata la riflessione che il prezzo non è il criterio più importante per fare la differenza, è necessario offrire al cliente un valore aggiunto in un contesto nel quale il mercato è liberalizzato e i concorrenti sono tantissimi.
La chiave potrebbe venire proprio dai clienti e dalla loro esigenza di essere seguiti con professionalità e agilità sui loro contratti di fornitura a prezzo variabile con possibilità di fixing.
Il processo negoziale con un cliente strategico che richiede grosse forniture energetiche può essere giocato sul risparmio che si ottiene dallo scegliere un contratto a prezzo variabile. Non su un’offerta al ribasso, dunque, ma sulla possibilità di scegliere una formula realmente conveniente in assenza di specifiche competenze da trader.
Pur intravedendo un grande vantaggio, infatti, molti clienti sono ancora timorosi quando si tratta di dover seguire l’evoluzione del mercato delle materie prime. In caso scelgano proprio la formula a prezzo variabile, invece, sono solite pagare un consulente per gestire il contratto e i momenti in cui fare fixing.
Se la proposta commerciale di fornitura da parte della tua azienda comprendesse competenze sulla Borsa energetica, tali da rassicurare il cliente e non richiedergli una consulenza esterna, però, gli si offrirebbe un vantaggio competitivo ed economico a cui pochi rinuncerebbero.
Tra l’altro, è bene evidenziare che se un cliente sceglie un contratto a prezzo variabile, ciò si traduce in un grande vantaggio per il fornitore stesso, che avrà minori rischi finanziari e più margine per il fixing.
Tutto sembra suggerire, quindi, che proprio tu, KAM, dovresti possedere queste competenze. “Tra il dire e il fare c’è di mezzo il mare”, dirai tu. Tuttavia, puoi stare tranquillo: la missione è possibile! Attraverso la tecnologia digitale, con le nuove soluzioni che possono supportarti nel monitoraggio quotidiano del mercato energetico.
Il mondo della fornitura di energia è cambiato drasticamente negli ultimi anni, e sta continuando a farlo. L’accesso facilitato al mercato ha permesso l’ingresso di nuovi attori,...
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Il mondo della fornitura di energia è cambiato drasticamente negli ultimi anni, e sta continuando a farlo. L’accesso facilitato al mercato ha permesso l’ingresso di nuovi attori, rendendo la competizione spietata; la tecnologia è in continuo progresso, il che richiede ai professionisti continui aggiornamenti per non rimanere indietro.
La principale sfida del K.A.M. moderno è offrire un servizio unico, personalizzato ai clienti, riuscendo nel frattempo a ottimizzare i propri margini di guadagno.
“Da quando è stata approvata la "legge sulla concorrenza" (legge n. 77 del 2007), che ha liberalizzato il mercato elettrico italiano, è cresciuto a dismisura il numero degli operatori del settore, passati da 135 ai 723 attuali, un numero esorbitante se confrontato con i 60 operatori attivi in Gran Bretagna o con i 200 in Francia.”
In uno scenario sempre più competitivo svolgere un ruolo di grande responsabilità come quello del K.A.M. (key account manager), che comprende più attività a parte quella di vendita, non è sempre facile. Migliorare la strategia aziendale del fornitore, ottimizzando la gestione dei contratti a portfolio management, diventa quindi necessario.
Stipulare contratti con aziende per la fornitura energetica non è sufficiente; insieme a questo è necessario dedicare tempo e attenzioni ai propri clienti mettendo al primo posto la loro soddisfazione e verificando di continuo la qualità del servizio offerto. Si tratta di incarichi dispendiosi in termini di tempo, specie se il volume di contratti e clienti da gestire è notevole.
Per distinguersi e sopravvivere, il fornitore di energia necessita di un aiuto che gli permetta di accompagnare il cliente passo dopo passo secondo i propri obiettivi, magari anche migliorando la pianificazione e la gestione dei processi.
Proporre offerte personalizzate, assicurare trasparenza e chiarezza sono valori aggiunti che permettono al fornitore di fidelizzare i propri clienti e di offrire il miglior servizio possibile.
Inoltre, le mansioni del KAM includono anche altri servizi, come l’ottimizzazione energetica. Tramite l’analisi dei dati di consumo, un buon key account manager può identificare i punti chiave e accompagnare il cliente nell’ottimizzazione del consumo energetico.
Come riuscire, però, a fare tutto questo mantenendo alte le marginalità? La trasformazione digitale permette tutto questo.
L’ispirazione può arrivarci dalla vita di tutti i giorni: nell’ultimo anno siamo scesi a patti con nuove grandi sfide, sia come individui che come aziende, e ci siamo riusciti anche grazie all’aiuto di tool digitali.
Il drastico cambiamento delle modalità relazionali alle quali eravamo abituati ha evidenziato molte mancanze, ma ci ha anche dimostrato le potenzialità del digitale. Moltissime attività si sono reinventate, sia dal punto di vista della vendita che da quello dell’organizzazione interna.
La trasformazione digitale nel settore B2B è in crescita; questa tendenza è stata accelerata dalla pandemia globale.
Secondo uno studio di McKinsey “le compagnie B2B ad alta tecnologia hanno riportato una riduzione dei costi dal 10% al 20%, con un aumento dei ricavi dal 10% al 15% dovuto alla trasformazione dei processi di customer experience.“
Sono molti i settori industriali che hanno potenziale di crescita con la trasformazione digitale, anche perché si tratta di un mercato meno realizzato rispetto alla digitalizzazione del B2C. La trasformazione digitale ha semplificato i processi di avvicinamento ai clienti anche per il B2B, mettendo a disposizione piattaforme economiche, marketplace, piattaforme di video-sharing.
Ad esempio, sempre secondo McKinsey, le industrie del settore chimico potrebbero sbloccare 200 miliardi di dollari di valore riducendo i costi, migliorando i prezzi e prendendo valore alla concorrenza.
Anche il settore energetico può trarre grossi vantaggi dal digitale. Da uno studio dell’Agenzia internazionale dell’energia (I.E.A.) risulta che l’utilizzo del digitale nell’analisi e gestione dei dati nel settore dell’energia può ridurre significativamente i costi di O&M (Operation and maintenance).
Questa riduzione si può raggiungere grazie a una gestione preventiva che abbasserebbe i costi del 5% entro il 2040, permettendo a imprese e consumatori energivori un risparmio di 20 miliardi di dollari all’anno.
Quindi come si può applicare la digitalizzazione nel pratico? Ci sono vari modi in cui il digitale può semplificare le mansioni del KAM del fornitore. In particolare, l’aiuto arriva per quelle funzioni e quelle prestazioni che richiedono una gestione complessa, come i contratti a portfolio management.
Insomma, in un contesto reso incerto da una recessione globale e dalla presenza di una variegata concorrenza, è imperativo distinguersi.
Per far ciò bisogna offrire servizi personalizzati e un’assistenza al cliente di alta qualità: questa è la base. Ci sono poi molti valori aggiunti che un professionista può apportare al suo lavoro, come la trasparenza, la semplicità, una reportistica puntuale.
È poi fondamentale che il fornitore possa mantenere un margine alto, evitando di dedicare troppe risorse, anche in termini di tempo, alla gestione dei portafogli dei clienti.
Un aiuto ai KAM a raggiungere questo scopo senza passare notti insonni, e senza trascurare altri aspetti fondamentali del lavoro, può quindi arrivare dal mondo del digitale.
Prima di scegliere un contratto indicizzato con fixing è necessario valutare i pro e i contro di questo rispetto ad un contratto a prezzo fisso, fare considerazioni sugli...
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Prima di scegliere un contratto indicizzato con fixing è necessario valutare i pro e i contro di questo rispetto ad un contratto a prezzo fisso, fare considerazioni sugli strumenti a disposizione per gestirlo e comprendere se, rispetto alle necessità, è effettivamente la scelta migliore.
Compiuta questa scelta, però, c’è un’altra domanda che è importante porsi, ovvero su quale periodi fare i fixing? Su un anno, sui quarters o sui mesi? Come si fa a scegliere quale di queste opzioni fa al caso nostro?
Come diciamo sempre, la risposta è: dipende! Da cosa? Dalle nostre necessità, dalle nostre attitudini e dai nostri obiettivi! Vediamo come le diverse opzioni rispondono alle diverse situazioni.
Avere un contratto con fixing annuali significa che il fornitore ci dà la possibilità di stabilire in diverse tranche il prezzo da pagare per delle quote di volumi “spalmate” sull’intero anno. Ad esempio, fissare il 25% dei volumi con un fixing annuale vuol dire bloccare il prezzo del 25% dei consumi di tutti i mesi e di tutti i giorni.
Pro e contro:
Avere un contratto con fixing trimestrali (o sui quarters) significa che il fornitore ci dà la possibilità di stabilire in diverse tranche il prezzo da pagare per delle quote di volumi in un trimestre dell’anno ben preciso. Ad esempio, fissare il 25% dei volumi con un fixing sul Q1 (primo trimestre dell’anno) vuol dire bloccare il prezzo del 25% dei consumi del mese di gennaio, il 25% dei consumi di febbraio e altrettanto per i volumi di marzo, non compiendo alcuna scelta per i trimestri successivi.
Avere un contratto con fixing mensili significa poter stabilire in diverse tranche il prezzo da pagare per delle quote di volumi in ogni mese di consumo.
Pro e contro:
Il 2021 sta per essere segnato e messo in evidenza nei libri di storia del mercato elettrico. E, purtroppo per le nostre tasche, non sarà a causa di un basso prezzo medio...
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Il 2021 sta per essere segnato e messo in evidenza nei libri di storia del mercato elettrico. E, purtroppo per le nostre tasche, non sarà a causa di un basso prezzo medio dell'energia elettrica.
Dopo un inizio d'anno in cui la nostra "piscina" è stata oggetto di molteplici analisi a causa degli effetti del fenomeno meteorologico noto come "Filomena", la cui tempesta perfetta di effetti ha portato il prezzo dell'energia elettrica a raggiungere un massimo storico, la situazione non è migliorata e i prezzi continuano ad essere più alti di quello che siamo abituati a vedere in questo periodo dell'anno. Questo indica che il 2021, a meno che non ci sia una sorpresa, sarà un anno con un prezzo medio dell'elettricità molto alto.
Ma c'è un modo per anticipare questa volatilità del mercato e ottenere il miglior prezzo possibile?
Questa è sicuramente la domanda universale nel settore, dato che nessuno ha la sfera di cristallo. Tuttavia, ci sono modi per garantire la fornitura di elettricità al prezzo più basso possibile, stabilendo strategie di contrattualizzazione.
Per farlo, è vitale conoscere questi quattro principali fattori.
Durante il 2020, un anno atipico in tutti i sensi, la pandemia di covid-19 ha avuto un effetto evidente sul pool. Il calo della domanda di energia, causato da una minore produzione e attività industriale è stato senza dubbio un fattore determinante per la caduta dei prezzi di mercato e le rinnovabili sono diventate le fonti più importanti in un mix energetico che non ha richiesto tanta capacità come negli anni precedenti.
Soprattutto da marzo ad agosto, possiamo vedere come i prezzi siano stati insolitamente bassi a causa del motivo sopra menzionato. Un prezzo medio di 33,96 €/MWh nel mercato è stato un sollievo per qualsiasi acquisto di materia prima nel pool e, quasi certamente, è stato dannoso per tutti quegli agenti che si sono approvvigionati di elettricità nel mercato a termine (46 €/MWh in media, circa) approfittando delle quotazioni del 2020 che, una volta finito l'anno, erano molto più alte di quei 33,96 €/MWh.
Nonostante ciò, dobbiamo essere consapevoli che nessun attore del settore, per quanta esperienza avesse nell'acquisto di energia, sarebbe stato in grado di prevederlo. Di conseguenza, il 2020 non può essere considerato un riferimento, ma è un'esperienza di apprendimento. Non mettere tutte le uova in un solo cesto è una buona strategia.
Nel processo di corrispondenza tra le offerte di produzione e la domanda di energia, le tecnologie rinnovabili eoliche e solari fotovoltaiche sono dispacciate nel mercato con priorità, facendo offerte a prezzi di 0 €/MWh o molto vicini ad esso.
Questa incorporazione nel processo come priorità rispetto ad altre tecnologie significa che più alta è la produzione con entrambe le fonti rinnovabili, più basso è il prezzo finale.
Questo evento è estremamente importante per lo sviluppo delle strategie di acquisto, dato che i mesi con maggiore produzione di risorse naturali avranno, come regola generale, un prezzo dell'energia elettrica più basso e, quindi, questo si rifletterà anche nelle quotazioni sul mercato a termine dell'elettricità OMIP, dove i prodotti sono quotati principalmente per periodi annuali, trimestrali, mensili, settimanali e giornalieri.
Quando qualcosa non può essere previsto, l'ideale è considerare i dati storici per avvicinarsi alla realtà. Il mercato dell'energia elettrica è imprevedibile per diversi motivi, dalla disponibilità di risorse naturali, alla fluttuazione dei prezzi della CO2 (che in questo mese di aprile ha raggiunto un record di 48 €/t), attraverso la disponibilità e i prezzi del gas naturale (circa 20 €/MWh questo mese), tra molti altri.
Per questo motivo, l'approvvigionamento di energia elettrica nel pool durante i mesi in cui è storicamente più conveniente, così come l'adeguamento dell'acquisto di futures a brevi periodi e i cui prezzi sono interessanti a livello strategico per l'azienda piuttosto che a livello economico data l'imprevedibilità al momento dell'acquisto, sarà il più appropriato.
L'approvvigionamento diretto con i produttori per assicurare la disponibilità di una certa quantità di materia prima a un prezzo liberamente concordato, vantaggioso per l'acquirente, è una garanzia di una buona strategia.
Tra i meccanismi di questo tipo di approvvigionamento, negli ultimi anni hanno acquisito particolare importanza i PPA (Power Purchase Agreements), contratti di acquisto di energia verde che, oltre a garantire un prezzo, migliorano gli indici di sostenibilità delle aziende e permettono loro di offrire energia rinnovabile, un "must" sempre più importante per gli acquirenti.
È un errore comune cercare di decifrare il futuro quando, soprattutto nel 2020, abbiamo scoperto che non solo è impossibile, ma inutile.
Quindi, sia per un consumatore che per una compagnia elettrica che vuole offrire un prodotto il più competitivo possibile, l'ideale è considerare di ottenere la materia prima (energia elettrica) nei tre modi principali che esistono: l'acquisto in pool, in futures, e firmando contratti bilaterali e/o PPA.
Dal lato del consumatore, finché il suo livello di consumo e la sua capacità di gestione lo permettono, avere un contratto indicizzato con la possibilità di approfittare delle finestre di opportunità nel mercato dei futures è senza dubbio la migliore strategia.
Questo permetterà, soprattutto se la situazione non è atipica come quella attuale, di ottenere elettricità più economica nei mesi di maggiore produzione rinnovabile (come dimostrano i dati storici) e di assicurarsi un'altra quantità a prezzi futuri che si adattino alle proprie possibilità economiche.
Dal punto di vista del commerciante, è essenziale avere una gestione e un monitoraggio continuo, esaustivo e professionale dell'evoluzione di tutti i mercati, dall'elettricità al gas. A tal fine, anche nei commercianti la cui politica è molto più concentrata sull'offerta di prezzi fissi più "tradizionali", la costruzione di queste proposte può essere ottimizzata comprando in GME e acquistando energia direttamente dai produttori, nella cui negoziazione ci sarà sempre una visibilità di prezzo a lungo termine.
Sia come sia, analizzando l'evoluzione del mercato e con l'entrata in vigore delle nuove tariffe in giugno, che si traduce in una previsione al rialzo dei prezzi futuri a causa della loro novità, aumenta la necessità per i commercianti di avere una gestione ottimale dell'acquisto delle materie prime sui mercati.
Marzo e aprile sono due mesi nei quali il tema già scottante della CO2 entra ulteriormente in focus. Entro marzo, infatti, tutti i soggetti obbligati all’annullamento delle...
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Marzo e aprile sono due mesi nei quali il tema già scottante della CO2 entra ulteriormente in focus. Entro marzo, infatti, tutti i soggetti obbligati all’annullamento delle emissioni di CO2 (i cosiddetti “soggetti obbligati”, appunto) devono far certificare le proprie emissione dell’anno precedente da enti certificatori riconosciuti al fine di ufficializzare la quota di emissioni che deve essere annullata.
Aprile è poi il mese entro il quale le quote di CO2 equivalenti alle emissioni annuali 2020 devono essere acquistate e annullate sul registro ETS (la cosiddetta “compliance”).
Mancano dunque solo pochi giorni alla dead line, ma fra le attese evoluzioni normative e i livelli record dei prezzi, il tema CO2 potrebbe rimanere particolarmente caldo ancora a lungo.
Innanzitutto per il livello di prezzo raggiunto dai titoli della CO2!
Per la prima volta nella storia il 22 aprile il prezzo della CO2 (EUA Dic-21) ha superato i 47 €/ton, spinto probabilmente in buona parte dagli acquisti dell’ultimo minuto per l’annullamento di aprile e dalle coperture effettuate in vista della compliance 2022.
Inoltre, come abbiamo detto negli articoli("Sprint della CO2, come è arrivata a quota 40 €/t in tempi record?" e "2021 e CO2 i prezzi saliranno?") la Fase 4 dell’ETS iniziata da gennaio ha cambiato le carte in tavola per diversi motivi.
Uno di questi è l’allocazione delle quote gratuite per i soggetti obbligati che ne hanno diritto. Non solo a partire dal 2021 le quote gratuite saranno inferiori rispetto agli anni passati, ma la loro allocazione, prevista originariamente per febbraio, è slittata al secondo trimestre, verosimilmente giugno.
Se negli anni passati i soggetti obbligati utilizzavano le quote gratuite ricevute a febbraio per l’annullamento di aprile, quest’anno questa possibilità è preclusa: non tanto per il ritardo nell’allocazione delle quote gratuite 2021, quanto per il fatto che le quote gratuite di quest’anno saranno etichettate come Fase 4, mentre l’annullamento di aprile riguarda le quote della Fase 3 (se anche fossero state allocate a febbraio, insomma, non sarebbero state utilizzabili per l’annullamento di aprile).
Una ulteriore particolarità del 2021 è che il meccanismo di riduzione dei titoli in circolazione, il Market Stability Reserve (MSR), quest’anno dovrà sottrarre una parte delle quote calcolata sulla base delle emissioni del 2020, anno in cui, tra i vari lockdown, è evidente che ci sia stata una certa carenza di emissioni dovuta a motivi contingenti (si spera non ripetibili), soprattutto da parte del settore dell’aviazione.
Si stima infatti che nel 2020 le emissioni di tutti i soggetti obbligati in Europa siano state inferiori di circa il 13,3 % rispetto al 2019 (secondo quanto pubblicato sul sito dell’Unione Europea Emissions trading: greenhouse gas emissions reduced by 13.3% in 2020 | Climate Action (europa.eu)).
Questo significa che le quote che verranno bartificialmente sottratte dal mercato potrebbero essere più del “normale”, andando a ridurre ulteriormente l’offerta di titoli in circolazione a partire da settembre 2021.
Ci si aspetta che la comunicazione delle quote sottratte col il meccanismo MSR venga effettuata a inizio maggio 2021.
Entro questa estate, inoltre, è previsto che l’Unione Europea apporti delle modifiche al sistema ETS e al meccanismo dell’MSR per adattarli ai nuovi target di riduzione stabiliti dal Green Deal (-55% di emissioni entro il 2030).
Altra novità di questo 2021 è il lancio previsto per metà maggio del sistema ETS in UK (la prima asta di titoli è prevista infatti il 19/5), visto che, a seguito della Brexit, il Regno Unito è uscito dal sistema ETS Europeo, ma ancora non è stato definito da EU e UK come i due sistemi ETS saranno legati per evitare arbitraggi o l’esistenza di “agevolazioni” sui costi delle emissioni nei due mercati.
Non tutti i soggetti obbligati ad annullare le proprie emissioni hanno un occhio di riguardo per il mercato, se pensiamo che, oltre ai produttori di energia da fonti fossili, fra i soggetti obbligati si trovano acciaierie, cementifici, industrie del vetro e della carta, oltre che il settore dell’aviazione.
E’ molto probabile che diverse aziende abbiano messo a budget per il 2020 un prezzo pari quasi alla metà del prezzo di mercato attuale (ricordiamoci che verso la fine dell’anno 2019 la CO2 era quotata fra i 24 e i 26 €/ton mentre oggi il prezzo si trova fra 45 e i 47 €/ton) e che in fase di acquisto abbiano visto i costi della CO2 quasi raddoppiati rispetto a quelli ipotizzati a budget.
Questo rincaro per molti inaspettato, però, potrebbe favorire la transizione verso tecnologie meno emissive e la gestione “ottimizzata” dell’approvvigionamento di quote di CO2, non più con logiche di budget ma di portfolio management, un po' come ad oggi ci siamo abituati a fare per l’energia elettrica e il gas naturale.
Anche la CO2, infatti, può essere acquistata sia sul mercato spot (in aste primarie o tramite contrattazioni bilaterali) che sul mercato future, permettendo una gestione più strutturata del rischio prezzo.
L’obiettivo dell’EU, comunque, rimane la transizione verso target emissivi decisamente inferiori rispetto agli attuali e i 45-47 €/ton non sembrano essere un livello di prezzo sufficientemente alto da spingere i soggetti obbligati ad investire in progetti di abbattimento delle emissioni. E’ possibile dunque che con il tempo il prezzo raggiunto dalle quote di CO2 arrivi ben oltre questi livelli.
La frase “per gestire la fornitura al meglio è necessario seguire e comprendere il mercato” l’abbiamo citata più e più volte. Ma come agire sulla propria fornitura nei diversi...
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La frase “per gestire la fornitura al meglio è necessario seguire e comprendere il mercato” l’abbiamo citata più e più volte. Ma come agire sulla propria fornitura nei diversi momenti di mercato?
La prima cosa da fare è individuare qual è il momento di mercato nel quale ci si trova e per quale motivo il mercato è impostato in una determinata direzione.
Facciamo un esempio: i prezzi del mercato forward da qualche mese a questa parte stanno salendo, siamo cioè in una fase (o trend) rialzista.
Come mai i prezzi stanno salendo? C’è un motivo fondamentale, ovvero un disequilibrio fra domanda e offerta? Il fattore scatenante del movimento è destinato a perdurare o potrebbe venir meno diminuendo, di fatto, la spinta del movimento?
Queste sono le domande preliminari alle quali è necessario rispondere per impostare una strategia coerente di gestione della fornitura.
I momenti di mercato (fasi o trend) possono essere di diverse tipologie.
E’ chiaro che non è semplice individuare l’inizio di un trend, ovvero il momento in cui il mercato incomincia a seguire una direzione (o una non direzione, nel caso del trend laterale) specifica in seguito a determinati fattori fondamentali, ma è piuttosto evidente quando il mercato segue una direzione per 1 mese o più.
Una volta compreso in quale momento di mercato ci troviamo, poi, è necessario stimare la durata del movimento, ovvero capire come il mercato evolverà nel futuro. Il rialzo durerà 2-3 settimane, 2-3 mesi o più tempo ancora? Quando le condizioni di domanda e offerta potrebbero trovare un nuovo equilibrio che minerà le basi di questo movimento provocandone l’interruzione e, di solito, l’inizio di un nuovo trend?
Anche in questo caso, l’analisi dei motivi che consentono al mercato di mantenere un assetto rialzista, ribassista o laterale aiuta ad ipotizzare la durata di questo equilibrio (o disequilibrio) fra domanda e offerta e, di conseguenza, la durata del trend.
Il trend può dunque essere di breve, medio o lungo termine, può cioè durare pochi giorni/settimane fino a mesi/anni.
L’individuazione del momento di mercato e della sua possibile durata ci aiuta a capire come gestire al meglio la nostra fornitura energetica. Mantengo il prezzo variabile o è meglio se richiedo un fixing? E’ meglio fissare il prezzo solo per i prossimi mesi o addirittura per la fornitura degli anni futuri?
Per poter rispondere a questa domanda è necessario, però, capire anche qual è il contesto in cui avviene la valutazione. Qual è il mio obiettivo, risparmiare (ottimizzazione) o non rischiare di pagare di più (logica di budget)? E quali sono gli strumenti a disposizione per raggiungere questo obiettivo?
Se torniamo indietro ad un anno fa, nel periodo del primo lockdown dovuto al Covid, ci ricordiamo il crollo che hanno avuto i mercati, sia finanziari che di gas ed energia elettrica. I mercati energetici erano, però, già da alcuni mesi in trend ribassista, al di là del crollo che fra metà marzo e inizio aprile a portato i prezzi a toccare dei minimi storici.
Bene, in un periodo ribassista come i mesi precedenti, dovendo fare delle considerazioni su come gestire al meglio una fornitura, molti clienti con contratto a prezzo variabile hanno optato per rimanere esposti al prezzo del mercato o hanno fissato solo una quota minima dei propri consumi, per poter approfittare del ribasso il più possibile. Chi ha compiuto questa scelta ha voluto prediligere il possibile il risparmio, accollandosi il rischio che il mercato cambiasse improvvisamente rotta provocando un rialzo.
Chi ha invece scelto di fissare il prezzo, magari alla fine dell’anno precedente, probabilmente ha preferito adottare una logica da budget (so quale saranno i miei costi l’anno prossimo) senza rischiare di incorrere in una risalita dei prezzi e, dunque, in costi maggiori.
Arrivati al famoso crollo del mercato, diversi clienti con un contratto a prezzo variabile hanno scelto di contattare il fornitore per richiedere un fixing di tutti i volumi, per tutta la durata contrattuale (spesso sono stati fissati addirittura i prezzi per 1, 2 o più anni successivi), proprio sfruttando un momento di mercato ai minimi storici.
Hanno fatto bene? Assolutamente sì, perché dalle analisi risultava improbabile che il trend ribassista potesse proseguire dopo un crollo simile, visto che la domanda, al termine del lockdown, sarebbe necessariamente ritornata a valori superiori e dunque, prevedibilmente, i prezzi avrebbero incominciato un trend di recupero almeno dei livelli precedenti al crollo.
Chi in quel momento aveva un contratto con prezzo già fissato non ha potuto beneficiare della discesa dei prezzi, quantomeno per l’anno in corso. Nonostante questo, alcuni clienti hanno richiesto al fornitore di poter contrattualizzare il prezzo per l’anno o gli anni successivi considerando che, nonostante l’ottica di budget utilizzata per l’anno 2020 li avesse penalizzati, fosse interessante approfittare della discesa dei prezzi per gli anni futuri.
Cosa ci suggerisce questo esempio? Che quando ci si trova in un momento di mercato ribassista è possibile ottimizzare la propria fornitura se si ha un prezzo variabile, ma qualora il prezzo dell’anno in corso fosse già stato fissato, si può comunque cercare di ottimizzare, almeno in parte, la fornitura per gli anni successivi.
Se il mercato si trova in un periodo di discesa, è bene attendere il più possibile prima di richiedere il fixing, aspettando il momento in cui la discesa sembra essere giunta al termine. Magari, in ottica di gestione del rischio, è prudente mantenere una quota maggiore di volumi a prezzo variabile, per approfittare del ribasso, e fissare il prezzo solo di una percentuale ridotta dei consumi per coprirsi, almeno in parte, da un rischio di rialzo.
Quando ci si trova in un trend di mercato rialzista (come in questo momento) è necessario comprendere se il trend è destinato a durare a lungo oppure no. Se ci si aspetta che la tendenza al rialzo sia di lungo periodo, è prudente correre ai ripari, evitando di rimanere esposti al rischio prezzo su una quota importante di volumi, onde evitare di incorrere in prezzi sempre più alti e, di conseguenza, costi sempre maggiori.
Viceversa, se l’aspettativa è che il mercato ritracci, interrompendo nel breve termine la salita, forse val la pena aspettare il ribasso per poi approfittare delle quotazioni inferiori per fare dei fixing.
In entrambi i casi, il rischio che il mercato salga sempre di più deve essere attentamente compreso e gestito, anche sulla base dell’obiettivo dell’ottimizzazione.
Se la logica rimane quella del budget, in un periodo rialzista è consigliabile bloccare il prezzo dei propri consumi il prima possibile, eliminando o riducendo il rischio di costi molto elevati (visto che ci si aspetta che il mercato continui a salire). Se la logica è invece la rincorsa del miglior prezzo, non è consigliabile lasciare il 100% dei volumi a prezzo variabile, ma, per diminuire il rischio, si dovrebbe rimanere esposti al prezzo di mercato solo con una parte dei volumi.
YEM optimization è uno strumento che permette ai clienti di ottimizzare la propria fornitura energetica (sia gas che energia elettrica) a prezzo variabile con fixing. Quando...
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YEM optimization è uno strumento che permette ai clienti di ottimizzare la propria fornitura energetica (sia gas che energia elettrica) a prezzo variabile con fixing.
Quando chiedere un fixing, quanto volume fissare e perché? Queste sono le vostre domande, YEM optimization è la nostra risposta. Quando si parla di ottimizzazione della fornitura sono molti i consumatori che non trovano la soluzione giusta alle proprie esigenze. Serve l’expertise sui mercati, serve una strategia ad hoc e serve anche trasparenza. Ecco perché vogliamo spiegarti come lavoriamo e come possiamo aiutarti a gestire l’ottimizzazione della tua fornitura in pochi click.
Il primo punto sono le previsioni. Partiamo dall’expertise sui mercati, indispensabile per impostare una strategia di fixing. YEM optimization si avvale della consulenza degli esperti di REF-E, che analizzano costantemente i mercati dell’energia elettrica e del gas naturale e forniscono previsioni accurate dell’andamento dei prezzi forward, in particolare del primo prodotto annuale (calendar).
Grazie a queste previsioni siamo in grado di mantenere un costante monitoraggio dei mercati e individuare i momenti migliori per consigliarti un fixing.
Se l’andamento dei prezzi subisce uno spike o se si modifica l’assetto del mercato, le nostre previsioni vengono aggiornate e la strategia di fixing modificata per seguire con velocità i mercati e consentirti di reagire per tempo.
Oltre alle previsioni dei nostri esperti di mercato utilizziamo anche un algoritmo basato sui prezzi di mercato, che ci aiuta ad individuare i minimi storici e a convalidare le strategie di fixing. Come? Semplice!
Quando le previsioni dei nostri esperti indicano che i prezzi stanno per salire (forecast a 1 mese), grazie al nostro algoritmo verifichiamo quale sia il livello dei prezzi attuali rispetto ai prezzi storici. Calcoliamo infatti la media mobile a 20 giorni sulle quotazioni passate del Cal + 1, e confrontiamo il prezzo di mercato attuale con il valore della media mobile in alcuni momenti “target” del passato, presi cioè come riferimento per l’algoritmo. Se le differenze sono negative (se il prezzo attuale è più basso) e si trovano al di sopra di determinati valori soglia, allora Yem optimization consiglia di fare un fixing il giorno successivo, così da non aspettare che i prezzi salgano.
Ma non solo! La strategia di fixing viene strutturata in modo da adattarsi alle caratteristiche del tuo contratto e alla tua propensione al rischio, in modo da essere customizzata per le tue specifiche esigenze.
Prima di tutto, infatti, ti chiediamo delle informazioni sulla struttura dei fixing consentita dal vostro contratto.
Quali sono i periodi su cui è consentito richiedere un fixing? Un mese, un trimestre, un anno? Qual è il volume minimo che può essere fissato? Il 10%? Il 25%?
Non tutti i contratti sono uguali ed è quindi necessario adattare la strategia di fixing alle specifiche del contratto firmato.
Inoltre, ti facciamo scegliere la tua propensione al rischio, fondamentale per poterti dare il consiglio giusto!
Una volta che i nostri esperti hanno individuato il momento in cui i prezzi dovrebbero essere più bassi, la strategia propone di scaglionare i fixing, più concentrati intorno alla data di minimo dei prezzi, se la strategia scelta è ad alto rischio, più distribuiti nel tempo se la strategia scelta è a basso rischio.
Basso rischio vuol dire perseguire il prezzo più basso minimizzando nel contempo la possibilità che il minimo dei prezzi sia leggermente prima o leggermente dopo la data (o il periodo) individuata dai nostri esperti, mediando quindi il prezzo dei diversi fixing su un periodo più ampio. Viceversa, alto rischio significa cercare di fissare la maggior parte dei volumi proprio quando il mercato è al minimo, concentrando i fixing in un intervallo di tempo più limitato.
Inoltre, una strategia a basso rischio vi consiglia di richiedere fixing fino al 100% dei volumi, evitando di entrare nel periodo di consumo con una quota dei consumi ancora a prezzo variabile e, nel contempo, anticipando i fixing per evitare di incorrere nella tipica volatilità dei prezzi che si riscontra quando il periodo di delivery è molto vicino (non vengono consigliati fixing nei 2 mesi prima della delivery).
Una strategia ad alto rischio, invece, è strutturata per approfittare anche della volatilità degli ultimi due mesi prima dell’inizio del periodo di consumo e per questo, in base alla percentuale minima di fixing consentita dal contratto, non consiglia di fissare il prezzo del 100% dei volumi, ma lascia una % a prezzo variabile per trarre un eventuale beneficio anche da un ribasso dei prezzi dell’ultimo momento.
Non vogliamo decidere per te, ma darti gli strumenti giusti per prendere le tue decisioni.
Per questo motivo, oltre a darti delle indicazioni sui fixing ti forniamo le previsioni di mercato su cui abbiamo basato la nostra strategia. Puoi decidere di non richiedere un fixing nelle date che ti indichiamo e la nostra strategia si adatterà per suggerirti delle date alternative.
Se preferisci utilizzare delle previsioni fornite dal tuo consulente di fiducia o dal tuo fornitore, hai la possibilità di inserirle in YEM optimization e basare le tue strategie di fixing sulla curva dei prezzi previsti che hai scelto. La logica dei fixing rimane invariata, ma si baserà sulla previsione dei prezzi futuri che preferisci.
Questa è la logica su cui si basano i consigli di fixing di YEM optimization.
Sia che si guardi il punto di vista del fornitore che quello del cliente, avere uno o più contratti di fornitura da gestire significa doverne curare diversi aspetti. Il portfolio...
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Sia che si guardi il punto di vista del fornitore che quello del cliente, avere uno o più contratti di fornitura da gestire significa doverne curare diversi aspetti.
Il portfolio management è l’insieme delle attività che servono per ottimizzare la gestione del proprio portafoglio, di vendita, da un lato, o di consumo, dall’altro.
E’ evidente che sia il cliente che il fornitore devono dotarsi degli strumenti corretti per supportare la gestione della fornitura e dei rischi a questa associati. Quali sono dunque i rischi da monitorare?
Il rischio credito è il rischio che una delle due parti non paghi quanto è dovuto. In un contratto di fornitura è dunque un rischio a cui è soggetto il fornitore ed è il motivo per cui spesso il fornitore richiede una garanzia bancaria o assicurativa che copra, appunto, il rischio di mancato pagamento da parte del cliente.
Il rischio controparte è il rischio che una delle due parti non sia in grado di ottemperare ai suoi obblighi contrattuali ed è, più nello specifico, il rischio che il fornitore non possa più fornire energia o gas come da contratto.
Entrambi questi due aspetti possono essere gestiti correttamente nelle prime fasi della contrattualizzazione, quando il cliente seleziona il fornitore e quando il fornitore valuta a sua volta l’affidabilità del cliente.
Durante la contrattualizzazione, dunque, sia il cliente che il fornitore prescelto saranno stati analizzati dal punto di vista dell’affidabilità creditizia e della solidità finanziaria, per consentire ad entrambi di scegliere la migliore controparte con cui obbligarsi al rispetto del contratto.
Il rischio volume è il rischio che i volumi previsti durante la contrattualizzazione non corrispondano ai volumi effettivamente consumati dal cliente. Il rischio volume ha un impatto sia sul fornitore che sul cliente.
Il fornitore, infatti, quando acquista l’energia o il gas destinati al cliente, si basa su una previsione di consumo che, se disattesa, può comportare costi maggiori per l’approvvigionamento.
Per il cliente, il rischio volume è sia il rischio di consumare più del previsto (e dunque pagare una fattura su un consumo maggiore di quanto preventivato), sia il rischio di consumare maggiormente in periodi in cui il costo dell’energia o del gas è più alto.
E’ importante, dunque, che il cliente conosca il proprio profilo e le dinamiche di consumo e che, se possibile, anche il fornitore ne sia adeguatamente informato. Una maggiore conoscenza di ciò che accade ai propri consumi al variare della propria attività (se accendo un macchinario o spengo una linea produttiva) consente anche di scegliere il modo migliore per gestire la propria fornitura.
Il rischio prezzo: questo è il tema al quale sia i fornitori sia i clienti sono maggiormente sensibili ed è il rischio di pagare un prezzo troppo alto o maggiore del previsto per la fornitura energetica.
Se il concetto sembra immediato se si vestono i panni del cliente, forse lo è meno cercando di immedesimarsi nel fornitore. Il fornitore, infatti, quando un cliente richiede una fornitura a prezzo fisso o un fixing, deve a sua volta gestire il rischio di acquistare l’energia o il gas che ha contrattualizzato ad un prezzo superiore rispetto al prezzo di vendita.
Per poter gestire adeguatamente la fornitura, soprattutto per quanto riguarda il rischio prezzo, è fondamentale avere ben chiare quali saranno le possibilità di ottimizzazione da esso offerte: quali sono i volumi minimi su cui richiedere un fixing, quali sono i periodi (mesi/trimestri/anni) su cui è possibile fissare il prezzo, quante volte è possibile farlo, quali sono i limiti temporali per i fixing prima del periodo di delivery e così via.
Da tutti questi aspetti dipende poi la possibilità di ottimizzare la fornitura durante tutto il periodo contrattuale.
Tendenzialmente, un fornitore che offre contratti di fornitura con fixing è dotato da un lato di expertise specifiche e dall’altro di sistemi informatici che gli consentono di tener conto perfettamente dei fixing richiesti, dei volumi coperti e di procedere correttamente alla gestione dell’intero contratto.
La gestione è dunque relativamente semplice, considerando anche che spesso è parzialmente automatizzata e digitalizzata.
Viceversa, non sempre i clienti sono dotati di un dipartimento di energy management che gestisca il contratto di fornitura o che abbia la conoscenza approfondita dei mercati energetici e delle loro dinamiche.
In generale sono diverse le soluzioni che consentono alle aziende di ottimizzare il prezzo della fornitura ma è importante che il costo da sostenere sia coerente con i vantaggi che ne conseguono.
L’ideale è ricevere il supporto di esperti che, seguendo attentamente il mercato, possano consigliare il momento adatto per fare un fixing tenendo anche in considerazione le caratteristiche di flessibilità del contratto di fornitura (non tutti sono uguali!) e la propensione al rischio del cliente. Con l’aiuto del partner giusto per l’ottimizzazione del contratto, la gestione della fornitura risulta più semplice e conveniente.
La gestione “dinamica” dei contratti energetici per azienda fa ancora paura a molti Uffici acquisti ed Energy manager, potrebbe portare a massimizzare il risparmio. Parliamo delle...
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La gestione “dinamica” dei contratti energetici per azienda fa ancora paura a molti Uffici acquisti ed Energy manager, potrebbe portare a massimizzare il risparmio.
Parliamo delle formule di acquisto di gas ed energia elettrica a prezzo variabile con possibilità di fixing, che richiedono all’azienda acquirente di valutare, periodo per periodo, le opportunità di risparmio offerte dal mercato. Qualora ce ne fossero, naturalmente.
La bella notizia, per tutti i lettori più prudenti e/o diffidenti, è che il mercato delle materie prime offre sempre opportunità che, pur accompagnandosi a una piccola percentuale di rischio, vale la pena di considerare.
Tra rischio e benefici economici, infatti, la bilancia pende sempre dalla parte dei vantaggi, perché la diversificazione dei costi nel tempo permette di gestire il rischio dei contratti energetici per azienda a prezzo indicizzato.
Vale la pena di entrare nel merito della tematica.
Se possiamo affermare che un contratto a prezzo fisso è più facile da concepire, perché dà una garanzia di spesa che non cambierà nel corso della fornitura, vero è anche che concentra in un solo momento dell’anno la scelta di bloccare il prezzo dell’energia. Se il mercato dovesse flettere, l’ufficio acquisti e l’energy manager dovranno essere consapevoli del fatto di aver pagato molto di più di quanto avrebbero potuto risparmiare.
Costruire il prezzo di fornitura acquistando volumi di materia prima nel tempo, invece, consente di scegliere le tariffe di mercato migliori e di pagare complessivamente meno. In un contratto a prezzo indicizzato, infatti, le operazioni di acquisto possono essere fissate nei momenti in cui le quotazioni sono più basse.
È necessario seguire il mercato e coglierne le opportunità man mano che si presentano, dunque: da qui la dinamicità di cui si parlava.
Ora, non tutti hanno sufficiente tempo da dedicare al monitoraggio dei prezzi di gas ed energia elettrica; non tutti, inoltre, sono abbastanza competenti in materia di tecnicismi della Borsa energetica.
Eppure, nei periodi di forte volatilità dei prezzi, che non sono affatto rari, la convenienza è sotto gli occhi di tutti.
Le ragioni che possono far oscillare i prezzi delle materie prime sono diverse e dipendono da una serie di fattori esterni:
Questa forte volatilità dei prezzi genera più volte durante un anno solare occasioni di acquisto di materie prime a prezzi convenienti. Un minimo rischio di incappare in un anno caratterizzato solo da rialzi di prezzo esiste, inutile negarlo, ma allungando i “tempi di osservazione”, fino a tre o quattro anni, i momenti favorevoli per fissare il prezzo di un volume parziale di commodity si verifica sempre.
Cosa fare allora per godere dei vantaggi di un contratto energetico per azienda a prezzo indicizzato, senza avere le competenze di un trader?
Avvalendosi un tool on line capace di monitorare i mercati e suggerire all’utente il momento giusto per fare fixing si risolve il dilemma nella maniera più pratica, professionale e all’avanguardia che si possa immaginare.
Questo strumento è già disponibile e risulterà tanto più efficace quanto lungo sarà il periodo di fornitura. L’Ufficio acquisti, dunque, non ha che da affidarsi a un marketplace digitale per trovare una fornitura su misura di tre o quattro anni e poi utilizzare le strategie di fixing proposte YEM optimization dei prezzi per effettuare i fixing con i propri fornitori. Con gli strumenti adatti, fare fixing in piena sicurezza e massimizzare il risparmio diventa facile.
La tipologia di contratto energetico può fare una grande differenza nel raggiungimento del risparmio auspicato. I contratti, infatti, non sono tutti uguali: esistono tre formule...
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La tipologia di contratto energetico può fare una grande differenza nel raggiungimento del risparmio auspicato. I contratti, infatti, non sono tutti uguali: esistono tre formule di prezzi di acquisto di energia:
Se la differenza tra una fornitura a prezzo fisso e una a prezzo variabile è, tutto sommato, intuitiva, non si può dire altrettanto delle due tipologie di prezzo variabile.
Quale convenga scegliere e perché è quanto ci proponiamo di spiegare con questo post. L’Ufficio acquisti, infatti, deve poter padroneggiare tutti gli elementi necessari a fare la scelta più consapevole e conveniente per la propria azienda.
In fase di gara, i fornitori potenziali propongono la loro migliore offerta commerciale con la speranza di essere scelti. A meno che l’Ufficio acquisti non fornisca informazioni specifiche sul proprio fabbisogno energetico e sul tipo di contratto, il documento di proposta verterà certamente su una fornitura a prezzo fisso.
Per un player del settore energia, il prezzo fisso è il canone più redditizio, ossia il cliente si assicura il gas e l’energia elettrica a un certo costo, indipendentemente da come andrà il mercato.
In più, l’Ufficio acquisti accetta di pagare una quota una tantum per garantire il fornitore nel caso i prezzi del mercato delle materie prime dovessero scendere.
Questa quota è calcolata dal fornitore nel prezzo fisso e sarà tanto più alta quanto più lunga è la durata del contratto, elevata l’imprevedibilità e quindi il costo del rischio che il fornitore fa pagare.
Insomma, con la fornitura a prezzo fisso, la più costosa, si paga la sicurezza di una cifra che non cambierà nel tempo e che potrà essere inserita nel budget aziendale senza dare sorprese.
Con questa scelta, si esclude ogni rischio. Però va detto che non si risparmia più di tanto.
Si potrebbe pensare, allora, che una formula a prezzo variabile senza fixing nel tempo riesca a contribuire più efficacemente al taglio dei costi in bolletta.
In linea teorica e se il prezzo fluttuante delle materie prime flettesse spesso durante l’anno, potrebbe anche essere vero. In fondo, il costo a consuntivo risulta da una media di tutti i prezzi delle materie prime nell’anno.
A vantaggio del risparmio finale, poi, va detto che l’azienda non sarebbe chiamata a corrispondere l’una tantum iniziale che il fornitore associa al contratto a prezzo fisso.
Ecco una grande rete nella quale cadono in molti!
Questa formula contrattuale, in verità, è molto rischiosa. Ciò, per due ragioni:
1) se il contratto è legato alle fluttuazioni del mercato, ma l’azienda non ne ha il controllo, c’è solo da sperare che i prezzi non crescano iperbolicamente per una ragione qualsiasi;
Si tratta di un approccio passivo al mercato. Non a caso questo tipo di contratto viene scelto soprattutto dagli Uffici acquisti di aziende nelle quali non esiste una figura professionale che si occupi esclusivamente di energia.
Le dinamiche di mercato sono e rimangono un mistero sul quale eventualmente si può delegare un consulente esterno (al quale si dovrà pagare un lauto compenso!).
Dove sta il risparmio allora?
Essere attivi sul mercato fa la differenza. Certo, è necessario monitorare la curva dei prezzi su quali è indicizzato il contratto delle materie prime giorno per giorno, ma ne vale davvero la pena. Vediamo perché.
Immaginiamo di poter comprare il gas e l’energia elettrica solo quando il prezzo tende a calare o poco prima di un prevedibile forte rialzo. Pensiamo di poter fissare il prezzo di una porzione di fornitura proprio quando i dati di mercato ci fanno pensare “Ecco, oggi è il giorno giusto. Oggi mi garantisco un bel risparmio!” Il fixing non è altro che questo.
Valutiamo, quindi, i pro e i contro di un contratto a prezzo variabile con fixing.
Questa formula contrattuale consente di acquistare l’intera fornitura in più riprese, in quote anche del 10%, e con larghissimo anticipo. Praticamente il cliente costruisce la propria bolletta. Chi ha fatto attività di fixing durante il primo lockdown per il Coronavirus, per esempio, ha risparmiato moltissimo denaro. (fonti: Bollette luce e gas)
L’utente interessato al contratto a prezzo variabile con fixing può chiedere al fornitore la massima flessibilità. In questo modo, ogni contratto può essere diverso e su misura.
Si potrebbe obiettare che un contratto molto flessibile con frequenti attività di fixing ha un costo alto. In effetti, la gestione diviene molto complessa e, per questo, è necessario un esperto consulente che sappia come muoversi. Non è pensabile che un Ufficio acquisti si occupi anche di monitorare il mercato energetico e capirne i tecnicismi.
La consulenza, però, incide molto sulle spese annuali di un’azienda.
Fortunatamente esistono supporti digitali che permettono di gestire il contratto a prezzo variabile con fixing. Come?
Si tratta di strumenti online Basati su previsioni di mercato e algoritmi, dietro i quali ci sono veri esperti del settore energia, che consentono la gestione attiva del contratto e che hanno costi di abbonamento di gran lunga inferiori rispetto alla collaborazione di un consulente.
In un anno in cui il ricorso al digitale è aumentato esponenzialmente per via dell’epidemia di Covid, conviene esplorare anche questa opportunità di risparmio offerta dalla tecnologia.
È risaputo che i costi dell’energia elettrica sostenuti dalle imprese in Italia sono decisamente elevati rispetto a quelli di altri Paesi europei. Per questo motivo, imperativo...
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È risaputo che i costi dell’energia elettrica sostenuti dalle imprese in Italia sono decisamente elevati rispetto a quelli di altri Paesi europei.
Per questo motivo, imperativo categorico di ogni ufficio acquisti di un’azienda italiana è risparmiare. Un obiettivo da raggiungere unendo l’utilizzo di sistema di gestione che consideri i livelli di consumo energetici alla scelta del migliore contratto di fornitura.
A questo proposito, le soluzioni a prezzo variabile con possibilità di fixing rimangono tra le opzioni preferite per il loro potenziale di risparmio. Non tutti conoscono però i rischi nel fixing energia e quali sono i nuovi strumenti digitali B2B per minimizzarli.
Ecco quando il prezzo variabile è la scelta giusta per l’azienda.
La selezione della fornitura ideale è un impegno notevole per ogni impresa. Da un lato, il mercato libero attuale è vantaggioso per la grande varietà di tariffe e servizi proposti. Dall’altro, per lo stesso motivo, il responsabile acquisti può trovare difficoltà nel compiere la scelta esatta.
Tra i principali dilemmi energy da affrontare c’è l’attivazione di una fornitura a prezzo variabile o prezzo fisso. Il costo finale dell’energia presentato in bolletta è infatti il risultato di diverse componenti.
I costi di gestione, quelli di sistema e le imposte sono decisi dall’ARERA, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, e non possono essere soggetti a variazioni.
Al contrario, il prezzo della materia energia elettrica dipende dal mercato e dalle scelte indipendenti di uno specifico fornitore. Grazie a ciò, per andare incontro alle esigenze più diverse, le compagnie sul mercato libero offrono:
La scelta di una fornitura a prezzo variabile offre innumerevoli vantaggi, ma presuppone anche una certa conoscenza delle dinamiche del mercato dell’energia.
Il prezzo della materia non oscilla infatti solamente in base al costo dei combustibili, ma dipende anche da altri fattori più o meno prevedibili, fenomeni sociali e economici come l’interesse pubblico per le fonti rinnovabili, e l’aumento o la contrazione dei consumi.
Ciò considerato, un contratto di questo tipo può anche offrire grandi risparmi quando il prezzo della materia sui mercati internazionali scende.
Per cogliere queste opportunità e allo stesso tempo fronteggiare la volatilità del mercato dell’energia, sono nate le tariffe a prezzo variabile con possibilità di fixing. Con il fixing, si intraprende un regolare monitoraggio del mercato e si compra l’energia quando i prezzi sono più bassi.
Purtroppo, i rischi nel fixing energetico sono diversi. In primo luogo, sono necessari tanto tempo e competenze che consentano di monitorare il mercato costantemente ad ampio raggio, costante, approfondita e consapevole.
Le conseguenze negative più frequenti sono un carico di responsabilità eccessiva sulle spalle dell’Energy Manager, oppure un uso smoderato di risorse per la costante rivalutazione degli acquisti e per l’affiancamento di un consulente esterno.
È quindi importante sfatare il mito che vede le forniture a prezzo variabile con possibilità di fixing la strada adatta a tutti. Allo stesso tempo, esistono oggi soluzioni digitali dedicate che permettono di scegliere questa alternativa con più facilità.
I vantaggi di un contratto a prezzo variabile sono oggi alla portata di tutti grazie all’arrivo di piattaforme digitali B2B specializzate. Questi servizi sono capaci di tenere conto dei livelli di consumo dell’azienda e degli altri dati del sistema interno di Energy Management per selezionare i migliori fornitori e offerte.
Ufficio acquisti e Energy Manager avranno più tempo per dedicarsi ad altri processi e allo stesso tempo beneficiare delle informazioni raccolte con efficienza attraverso questi nuovi strumenti.
Sarà inoltre possibile fare previsioni e simulazioni delle diverse attività collegate, come la compravendita e le gare d’appalto. L’obiettivo raggiunto è così la massima ottimizzazione dei costi e delle risorse, riducendo al minimo dell’imprevedibilità tipica del settore e cogliendo le opportunità offerte dal mercato.
Una volta firmato il contratto di fornitura a prezzo variabile, spesso esiste la possibilità di richiedere al fornitore dei fixing, ovvero di fissare il prezzo dell’energia...
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Una volta firmato il contratto di fornitura a prezzo variabile, spesso esiste la possibilità di richiedere al fornitore dei fixing, ovvero di fissare il prezzo dell’energia elettrica o del gas, per una quota parte del profilo di consumo contrattualizzato, per un periodo definito.
Insomma, si può passare da un contratto totalmente a prezzo variabile ad una fornitura il cui prezzo viene in parte o in toto fissato prima del periodo di consumo. Ma come si fa a decidere quando richiedere un fixing e per quale quota di volume farlo?
Innanzitutto una strategia di fixing deve partire dall’analisi dei mercati e dalla previsione di come i prezzi potrebbero evolvere in futuro. Questo tema, come abbiamo già detto più volte, è assolutamente essenziale per poter gestire correttamente un contratto indicizzato con fixing.
Si analizzano dunque i fondamentali del mercato del gas e dell’energia elettrica, con metodo e costanza, per creare degli scenari possibili dell’evoluzione futura dei prezzi. In base a questi scenari, che devono essere aggiornati costantemente per assorbire ogni eventuale cambio di assetto nei driver fondamentali, si riesce ad avere un’idea di come potrebbe muoversi il mercato nel prossimo futuro.
Le analisi si basano su una moltitudine di fattori di natura fondamentale che avranno un impatto per un certo periodo di tempo o in un determinato momento nel futuro, ma devono considerare anche gli aspetti geopolitici, macroeconomici e a volte psicologici del mercato.
Grazie all’interazione di questi diversi fattori si crea uno scenario e una curva forward dei prezzi che potrebbero verificarsi. Sulla base dei risultati si procede poi a sviluppare la strategia di fixing da applicare al proprio portafoglio di consumo.
Esistono diverse filosofie su come impostare una strategia di fixing. Qualcuno cerca di trovare il momento migliore (il punto di minimo dei prezzi) per richiedere un fixing sul 100% (o quasi) del volume contrattuale, qualcun altro preferisce fissare più volte una porzione del profilo richiedendo un fixing ogni tot.
Quel che è certo è che la miglior strategia di fixing è quella che meglio si adatta all’attitudine al rischio dell’operatore e della società, quella che calza meglio, proprio come un vestito su misura.
Per questo motivo la prima cosa da fare è proprio identificare la predisposizione al rischio e l’approccio migliore.
Se la priorità è ottenere il prezzo più basso in assoluto e limitare al minimo il numero di fixing, la strategia di fixing sarà concentrata sulla ricerca del corretto timing per richiedere al fornitore un fixing di una quota consistente di volumi, arrivando a fissare il 100% in 1 o 2 tranche.
L’altra faccia della medaglia, in questo caso, è che si deve essere disposti ad accettare il rischio di non riuscire a cogliere il momento migliore per eseguire il fixing o, addirittura, di eseguirlo proprio nel momento in cui i prezzi sono più alti.
Se, viceversa, la priorità è limitare il più possibile il rischio di fare il fixing nel momento sbagliato, la strategia di fixing dovrà certamente ottimizzare il timing, ma soprattutto dovrà prevedere la richiesta di più tranche di fixing per suddividere i volumi fissati nel corso di un ampio periodo.
D’altra parte è necessario essere consapevoli che un numero maggiore di fixing diluisce, sì, l’effetto negativo di un fixing nel momento in cui i prezzi sono molto alti, ma diluisce altrettanto il vantaggio di eseguire un fixing con i prezzi ai minimi.
In entrambi i casi la difficoltà maggiore risiede nel comprendere il mercato e riuscire a reagire correttamente ad esso.
Non dimentichiamoci inoltre che, oltre alla ricerca del momento giusto per fare il fixing, è necessario valutare anche la possibilità di non fissare l’intera quota di volume per un determinato periodo, ovvero di sfruttare o meno un potenziale ribasso dei prezzi spot nel periodo di consumo.
Spesso infatti può essere preferibile lasciare che una parte del volume contrattuale rimanga esposta alle fluttuazioni dei prezzi.
Pur mantenendo un buon livello di flessibilità, è consigliabile pianificare l’approccio alla gestione della fornitura con anticipo, strutturando un processo di ottimizzazione che consenta di approfittare della volatilità del mercato ma anche di non farsi trovare impreparati nel momento in cui il mercato dovesse subire un brusco crollo o, viceversa, una forte spinta al rialzo.
E’ ovvio che non è possibile decidere in maniera puntuale e precisa tutti i fixing da fare nel corso dell’anno, ma è importante identificare, in base anche a quanto è stato concordato con il fornitore, alcuni parametri di riferimento.
Innanzitutto l’ideale è avere un target di prezzo al di sotto del quale si considera di aver ottenuto “un buon prezzo” ed un prezzo al di sopra del quale tendenzialmente si preferirebbe non andare (il “pagare troppo o poco” è sempre un concetto soggettivo!).
Inoltre è importante scegliere quali periodi si vuole considerare per il fixing (l’anno intero, i trimestri o i singoli mesi), quali volumi tendenzialmente si vuole coprire con ogni fixing (10%, 25%, 50%, …) ed entro quanto tempo prima della delivery verrà deciso se lasciare o meno una parte dei volumi esposta al prezzo di mercato.
Insomma, è importante avere una sorta di piano ideale per gestione dei fixing che possa definire in linea di massima i passi per l’ottimizzazione della fornitura. Nel corso del periodo, poi, analizzando i mercati e reagendo con prontezza ad eventuali opportunità, sarà più semplice stabilire se richiedere un fixing, quanto coprire, e quando farlo.
La gestione di un contratto di fornitura a prezzo indicizzato con possibilità di fixing può, dunque, sembrare complicata e questo spesso scoraggia chi non ha una competenza specifica sui mercati all’interno dell’azienda. Cosa fare dunque?
Come abbiamo detto spesso (vedi articolo sui pro e contro del prezzo fisso e variabile) la soluzione giusta è sempre e solo quella che meglio si adatta a noi.
Non si deve scegliere il prezzo indicizzato a tutti i costi, se questo non ci fa sentire sicuri, se i volumi consumati sono così bassi da non giustificare lo sforzo di ottimizzarne il costo o se, semplicemente, non lo riteniamo una priorità.
Ma non si deve per forza scegliere un prezzo fisso solo perché non si hanno le competenze interne per gestire una fornitura indicizzata.
Esistono numerosi servizi disponibili per chi necessita un supporto lato mercato e che consentono anche a chi non è esperto di analisi e previsioni di mercato di sfruttare le opportunità offerte da un contratto a prezzo variabile con fixing.
Consulenti, piattaforme, data provider, gestori di portafoglio, la possibilità di scelta è abbastanza ampia e variegata.
Se si ritiene interessante un contratto indicizzato con fixing, insomma, il modo per poterne approfittare esiste ed è disponibile. L’importante è scegliere di gestire la fornitura in modo coerente con la propria attitudine e senza improvvisare. E’ meglio scegliere un prezzo fisso piuttosto che fare i fixing lanciando una monetina!
Siamo riusciti, a volte con fatica, ad abbracciare l’idea di una fornitura a prezzo variabile al posto del classico e tanto amato prezzo fisso. Siamo arrivati a comprenderne i...
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Siamo riusciti, a volte con fatica, ad abbracciare l’idea di una fornitura a prezzo variabile al posto del classico e tanto amato prezzo fisso. Siamo arrivati a comprenderne i potenziali benefici e ad apprezzare la possibilità di fare dei fixing per diminuire il rischio di aumento dei prezzi e quindi dei costi legati alla fornitura. Ci siamo informati sui mercati, su come si muovono i prezzi e perché.
Ma ancora non riusciamo a capire per quale motivo il prezzo di fixing che ci offre il fornitore sia così diverso dal prezzo che si trova sul mercato all’ingrosso e su tutte le newsletter che circolano settimanalmente. Come mai?
Quando viene richiesto un fixing, i fornitori devono fare delle valutazioni che consentano loro, da un lato, di offrire al cliente un prezzo competitivo, dall’altro di coprirsi adeguatamente sul mercato all’ingrosso.
Per questo motivo all’interno della quotazione vengono prezzati alcuni elementi piuttosto standard:
- Profilo di consumo/costo della materia prima
- Rischio profilo
- Rischio volume
- Costi finanziari per la copertura
- Margine
Come sappiamo, i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica e del gas naturale, consultabili sui siti dei mercati (EEX o ICE FUTURES) ed espressi in €/MWh sia per il gas che per l’energia elettrica, si riferiscono a prodotti standard per durata (calendar, quarter, month) e profilo (baseload/picco/fuori picco per energia elettrica e baseload per il gas).
Questo significa che sono prezzi validi come riferimento per quantità fisse, tutti i giorni/tutte le ore del periodo considerato.
Insomma, se il mio profilo di consumo fosse di 1 MWh in tutte le ore dell’anno, allora il prezzo del fixing potrebbe essere molto vicino al prezzo baseload del mercato all’ingrosso. Ma il mio profilo non è così, purtroppo. E quindi?
Per poter quotare il fixing, il prezzo del prodotto all’ingrosso deve essere riproporzionato e aggiustato per seguire la forma del mio profilo. Più il profilo con cui consumo è costante nei diversi giorni e ore, più la quotazione del fornitore potrà avvicinarsi al prezzo del prodotto standard baseload. Più il mio profilo è variabile, più invece sarà distante.
Il fornitore, analizzando il profilo, deve valorizzare correttamente sia la forma del profilo all’interno della giornata/settimana, sia come il profilo varia nel corso del periodo (mese/trimestre/anno) di cui ho richiesto il fixing.
Il fornitore quindi deve stimare un coefficiente correttivo che tenga in considerazione della forma del mio profilo, ovvero di quanto consumo e in quali ore/giorni, per poter riproporzionare il prezzo del prodotto baseload e offrirmi una quotazione competitiva.
Se il mio consumo si concentra nelle ore centrali della giornata o nei giorni lavorativi, quando l’energia/il gas costa di più, il fornitore dovrà certamente adeguare al rialzo il prezzo del baseload.
Viceversa, se consumo soprattutto nelle ore notturne o nei week end, quando energia elettrica e gas costano tendenzialmente meno, la quotazione sarà inferiore.
Inoltre, se il mio profilo di consumo è molto vario nel corso del mese/trimestre/anno, ad esempio se durante una settimana consumo a pieno carico e la seguente consumo il 50% di meno, il fornitore dovrà tenere conto di questa variabilità nel momento della quotazione.
Tutto questo viene quotato all’interno del prezzo per la parte relativa al “profilo” e ovviamente questa quota “costo materia prima” risulta la più rilevante fra gli elementi prezzati nel fixing. E’ proprio questa voce che potrebbe, se esplicitata, esser paragonata al prezzo del mercato all’ingrosso.
Il fornitore deve inoltre considerare il rischio che il mio consumo reale abbia, a parità di consumo totale sul periodo, una distribuzione diversa (sulle ore/giorni) rispetto a quanto preventivato.
Deve essere dunque stimata la possibile variazione di consumo e il conseguente costo che ne può conseguire per il fornitore.
Ovviamente il fornitore non è in grado di prevedere il futuro né di sapere con certezza quanto varierà la forma del mio profilo nel momento del consumo e dunque può solo fare una stima forfettaria del rischio profilo.
In questa stima il fornitore solitamente considera l’effetto portafoglio, ovvero il fatto che il rischio profilo derivante da un singolo cliente viene diluito all’interno del portafoglio aggregato composto da tutti i clienti serviti dal fornitore: quando, in un’ora o in un giorno, un cliente consuma un poco di più, un cliente probabilmente consuma un poco di meno.
In questo modo la quota di rischio profilo che viene prezzata nella quotazione del fornitore risulta molto inferiore rispetto a quanto non sarebbe se venisse considerato il solo profilo del cliente.
Un altro elemento che viene stimato nella quotazione è la possibile variazione dei volumi consumati in totale sul periodo.
Se il mio profilo prevede che io consumi 100 nel mese di marzo, è probabile che nel corso del mese di consumo, la quantità di energia elettrica o gas effettivamente prelevata dalla rete sia un po' di più (105) o un po' di meno (95).
Questa possibile variazione del totale consumato rispetto al profilo previsionale si chiama rischio volume ed è un altro aspetto che deve essere prezzato dal fornitore all’interno del fixing.
Anche in questo caso solitamente il fornitore considera l’effetto portafoglio e dunque il costo che viene inserito nella quotazione risulta inferiore rispetto a quanto sarebbe se io fossi l’unico cliente del fornitore.
Nel momento in cui viene confermato un fixing, il fornitore tendenzialmente si copre dal rischio prezzo acquistando sul mercato all’ingrosso un prodotto standard per “bloccare” il delta fra il ricavo derivante dell’energia elettrica o del gas che ha venduto a prezzo fisso (in seguito al fixing) e il costo di acquisto della materia prima.
Per compiere la copertura il fornitore sostiene a sua volta dei costi: costo di accesso al mercato all’ingrosso, costo delle garanzie finanziarie necessarie per la copertura, costo di transazione e così via.
Una piccola quota di questi costi viene ribaltata all’interno della quotazione del fixing proprio per coprire i costi operativi del fornitore.
Viene aggiunta al prezzo di fixing anche una piccola quota a remunerazione del fornitore e del servizio di fixing che offre. In questo caso, è facilmente intuibile, ciascun fornitore applica un margine a sua scelta.
Va però sottolineato che in generale, il mark up del fornitore non è una quota troppo cospicua, altrimenti il prezzo offerto risulta fuori mercato.
In conclusione, la quotazione del fixing che viene fatta dal fornitore difficilmente può essere spacchettata per comprendere quanto è stato prezzato a copertura di ciascuna voce di cui sopra.
Per questo motivo paragonare il prezzo di fixing al prezzo del mercato all’ingrosso risulta un po' macchinoso. Non per questo il mercato all’ingrosso è qualcosa da non seguire, anzi!
Informarsi ed analizzare il mercato all’ingrosso, le news e in generale l’andamento dei prezzi è utilissimo per capire cosa sta succedendo, quali scenari possono verificarsi e, in definitiva, per valutare quando è il momento migliore per richiedere un fixing.
“L’offerta al prezzo più basso vincerà la gara”, esclamò l’Energy Manager poco accorto e, men che meno, lungimirante. Del resto, secondo lui, la tariffa più economica proposta era...
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“L’offerta al prezzo più basso vincerà la gara”, esclamò l’Energy Manager poco accorto e, men che meno, lungimirante. Del resto, secondo lui, la tariffa più economica proposta era ancora l’unico parametro degno di nota, ogniqualvolta fosse necessario pensare a una nuova fornitura energetica. Il risparmio prima di tutto!
Poi i tempi cambiarono. Più nello specifico, cambiò il mercato.
Oggi un semplice confronto tra tariffe energia elettrica dice ben poco rispetto al contratto che si sta valutando e al fornitore energia elettrica e gas che lo propone. Avere informazioni precise:
è fondamentale se l’obiettivo è un reale taglio dei costi di fornitura energetica e gas.
Viceversa, un approccio tradizionale alla gara porta risultati scarsi, nulli, se non addirittura dannosi.
La gara per la scelta di un nuovo fornitore, oggi, è strutturalmente più complessa e dispendiosa in termini di tempo; agli Energy Manager, però, è richiesto di condurla e finalizzarla rapidamente e secondo criteri differenti rispetto al passato. Un problema che la tecnologia digitale è in grado di risolvere.
La soluzione più efficace, efficiente ed economica presente sul mercato si chiama YEM marketplace. Si tratta di un tool digitale, disponibile sulla piattaforma YEM, che garantisce di trovare il giusto fornitore e un solido contratto su misura in pochi click.
La convenienza della fornitura di energia elettrica e gas è senza dubbio un criterio importante: del resto l’obiettivo è ridurre l’importo in bolletta, ma cosa accadrebbe se il fornitore scelto fallisse, se scorrettamente addebitasse all’azienda costi superiori per poca trasparenza, se giocasse con i conguagli, se a fronte di un guasto non fosse immediatamente reperibile e pronto all’intervento? I costi aggiuntivi e “riparatori” delle carenze altrui eroderebbero il risparmio ottenuto.
Nell’era del libero mercato, il fornitore deve essere finanziariamente solido e affidabile.
La vera sfida, oggi come oggi, è confrontare 723 fornitori (fonte: Senato.it) che operano sul attualmente sul mercato italiano e tra questi scegliere il migliore. Un’impresa impossibile, senza il supporto di un tool digitale. Tra questa baraonda di operatori, ci sono realtà solide, ma anche realtà potenzialmente fallimentari. Tutti giocano le loro strategie di marketing sul prezzo.
Ecco perché il confronto tra tariffe energia elettrica e gas non basta più.
Tra l’altro, non esiste ancora un elenco dei venditori (EVE), previsto per legge fin dal 2007, quando si decretò la nascita del libero mercato (fonte: Senato.it). Scegliere il fornitore dunque, è molto difficile. Dal fornitore, però, dipende il risparmio auspicato.
Nell' attuale mercato, è necessaria una gestione ottimizzata e digitale della gara per una nuova fornitura energetica. Sebbene il confronto sia possibile solo se le richieste di offerta sono omogenee, ovvero in gara sono date e ricevute la stessa quantità e tipologia di informazioni, YEM garantisce di produrre richieste di offerta:
I vantaggi sono tanti e su diverse dimensioni del business. Parliamo di:
Semplicità di utilizzo, affidabilità e flessibilità sono le caratteristiche del tool YEM marketplace. Basta accedere tramite il sito web dal login: nel caso di nuova utenza, è possibile creare l’account e provare lo strumento gratuitamente.
Anche la stessa creazione dell’account è sempre gratuita e il team YEM è a totale disposizione per supportare il cliente in qualsiasi aspetto dell’uso della piattaforma.
Dal momento in cui si crea l’account l’Energy Manager può avviare una gara personalizzata in maniera molto rapida, inserendo in un form i dati relativi alle esigenze energetiche specifiche (fabbisogno, tipo di contratto richiesto, consumi anno precedente, profilo di consumo ecc) e alla struttura dell’azienda (numero di sedi da rifornire, e così via).
Nulla è lasciato al caso. In questo modo lo strumento digitale appronta una richiesta di “offerta su misura”, pronta per essere spedita contemporaneamente a un gran numero di fornitori preselezionati e, dunque, sicuri dal punto di vista finanziario e della qualità dei servizi.
L’invio simultaneo dello stesso documento a più destinatari assicura il ricevimento di proposte riferite a una stessa giornata e a PUN specifici: ciò consente all’Energy Manager un confronto reale tra le offerte.
Effettuata la scelta, la fase di contrattualizzazione della fornitura avverrà off line, perché YEM è un esperto mediatore tra le parti e non un venditore di contratti.
La piattaforma YEM è nata con l’idea di supportare le aziende nella gestione sia della ricerca, sia del contratto energetico. Grazie all’expertise maturata negli anni dal fondatore Nicolas Henn, e oggi a disposizione di tutti gli utenti, il confronto tra tariffe energia elettrica avviene in automatico e in un contesto di grande consapevolezza.
Il fornitore scelto non sarà mediato da YEM: l’azienda potrà contrattualizzare la sua futura fornitura direttamente, certo di aver ottenuto il risultato migliore.
In questo ambito, un altro valore aggiunto di YEM deriva dalla possibilità di inserire eventuali preferenze rispetto ai servizi offerti dai fornitori per tenere conto delle esigenze di ciascuna azienda. Grazie alle opzioni di personalizzazione, YEM marketplace consente ad esempio di filtrare la ricerca scegliendo di mettere in gara solo fornitori green.
Naturalmente, è possibile fare una scelta non solo tra i fornitori pre-selezionati da YEM, ma anche inviare la richiesta a aziende fuori dalla piattaforma.
Una volta scaduto il termine di presentazione delle richieste, l’Energy Manager potrà comparare i diversi documenti con grande facilità: basterà accedere all’account personale, dove troverà un ranking fra tutte le proposte di offerta. Potrà quindi scegliere quella più adatta e finalizzare la contrattualizzazione.
Infine, ma non meno rilevante, grazie ad un sistema di crittografia YEM protegge i dati degli utenti. Per un uso sicuro e attento, nel pieno rispetto della normativa in vigore.
In conclusione: semplificare la complessità è il nostro motto.
Sulla tavola dei temi caldi tra fornitori e clienti con ingenti consumi ne troviamo uno che risulta sempre amaro per entrambe le parti: le garanzie finanziarie. Quello delle...
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Sulla tavola dei temi caldi tra fornitori e clienti con ingenti consumi ne troviamo uno che risulta sempre amaro per entrambe le parti: le garanzie finanziarie.
Quello delle garanzie finanziarie infatti è un argomento piuttosto delicato, queste giocano un ruolo rilevante in svariati settori, anche in quello della fornitura energetica.
Questa richiesta viene fatta dai fornitori ai clienti con consumi energetici ingenti, specie in momenti di crisi come quello che stiamo vivendo.
Per quanto si creda che possano essere una bega solo per i clienti-aziende, in realtà, le garanzie finanziarie sono una “palla al piede” anche per il KAM ( key account manager) del fornitore che deve chiederle per conto della parte amministrativa e/o assicurativa.
Le garanzie finanziarie sono un’obbligazione della società garante, chiamata fideiussione che testimoni una sicurezza rispetto agli obblighi finanziari che si prendono, nel caso specifico nei confronti di un fornitore di energia elettrica e gas.
Le garanzie costituiscono un ottimo punto di partenza per instaurare un rapporto di fiducia tra cliente e fornitore che parta con il piede giusto.
I fornitori non chiedono fideiussione a tutti. L’azienda fornitore che lavora nel settore energetico deve fare questa valutazione sui clienti con un consumo superiore a 200 000 smc per il gas e sopra il milione di KWh di consumo di energia elettrica, ovvero clienti che espongono finanziariamente l’azienda che fornisce energia per una serie di motivi.
Nel momento in cui il fornitore incontra un potenziale cliente e questo richiede una quotazione, è necessario fare qualche analisi o credit check.
Se l’azienda dopo i primi approfondimenti non risulta avere problemi di carattere finanziario non viene richiesta fideiussione. A meno che i consumi non siano elevatissimi e di conseguenza proporzionali al rischio assunto dal fornitore, in questo caso è sempre necessario richiederla.
Se l’azienda invece, dopo il credit check non viene ritenuta assicurabile ovvero il broker dell’assicurazione del fornitore decide di non coprire il cliente o di coprirne soltanto in parte in caso di mancato pagamento, il fornitore è costretto a richiedere fideiussione al cliente.
In aiuto durante quest'analisi viene anche il credit score di ciascuna azienda. Come visto in un precedente articolo sull'affidabilità finanziaria.
Il KAM solitamente ha tutte le buone intenzioni per facilitare il cliente nell’ottenere il contratto di fornitura.
Nel caso in cui un cliente non possa presentare garanzie finanziarie di tipo fideiussorio il KAM potrebbe richiedergli una serie di documenti o leve a testimonianza della sua credibilità rispetto ai pagamenti.
Una volta raccolti questi documenti il KAM avvia delle valutazioni con i reparti dell’area finanziaria e con la direzione commerciale per capire se sia effettivamente il caso di richiedere un minor importo fideiussorio o di deposito cauzionale oppure in alcuni casi grazie a questi documenti ottenere una deroga alla fideiussione.
Entriamo nel merito della deroga fideiussoria con un esempio concreto, portato avanti da Francesco Mazza durante il nostro ultimo Webinar.
Un potenziale cliente dà al KAM dei documenti contenenti l’approvazione di bilancio, investimenti portati avanti o documenti che aiutino ad agevolare la richiesta di deroga nonché a comprovare la serietà del cliente.
Una soluzione potrebbe anche essere la disponibilità a termini di pagamento più brevi e quindi che espongano meno il fornitore finanziariamente. Con questi presupposti il KAM potrebbe ottenere dalla direzione commerciale e dall’area finanziaria, una deroga e non dover richiedere quindi fideiussione al cliente B2B.
Andiamo a vedere quale rischio concreto corre un fornitore quando non chiede garanzie finanziarie, attraverso un altro esempio fatto durante lo stesso webinar citato precedentemente.
Ammettiamo una fornitura con decorrenza 1 gennaio 2021 il cliente non ha fideiussione e il fornitore concede una deroga quindi non richiede garanzie finanziarie all’azienda. Il cliente va il fornitura dal 1 gennaio. Il 31 gennaio si chiude il primo mese di fornitura gas o energia elettrica. Il fornitore fattura il cliente 15 giorni dopo la fine del mese di consegna.
Nel caso specifico, a metà febbraio. Da quel momento il cliente ha circa 15 giorni di tempo per saldare la fattura. Il cliente non paga la prima fattura. Il fornitore non aspetta il saldo della prima fattura per fornire il cliente nel mese di febbraio. Se il cliente non paga, Il fornitore inizia a essere esposto finanziariamente senza esserne ancora a conoscenza.
Nel momento in cui il fornitore si rende conto, il cliente ha già consumato un altro mese, tutto febbraio 2021. Si emette la seconda fattura nel mese di marzo, mese in cui ci si rende conto che non ha pagato già due mesi di fornitura. Prima che il fornitore si renda conto che il cliente è in difficoltà siamo a circa tre mesi di esposizione.
Su forniture sopra i 200 000 smc e il milione di KWh significa ingenti somme di denaro in sospeso. Per questo motivo si richiedono garanzie a monte del contratto.
Cerchiamo di quantificare il potenziale danno.
Immaginiamo un’industria cartiera con 3 macchinari che arriva a consumare fino a 7 GWh per mese, se i macchinari sono attivi di continuo. Calcolando il consumo per mese un fornitore può perdere fino a 2 milioni in tre mesi.
Se nessuno paga è difficilmente gestibile. Ovviamente i fornitori più grandi avendo un ampio bacino di clienti riescono a sostenere meglio queste difficoltà che rimangono comunque delle ingenti perdite.
In conclusione, in sede di richiesta di offerta di energia elettrica e gas il fornitore richiede sempre più spesso di dare delle garanzie finanziare per assicurarsi che il cliente sia affidabile sul profilo finanziario. Questa opzione risulta scomoda al cliente che vorrebbe velocizzare la pratica ma in realtà lo è anche per il fornitore.
Il ruolo della garanzia finanziaria è fondamentale per creare un rapporto di fiducia tra cliente e fornitore che permette a quest’ultimo di concedere offerte più vantaggiose in termini di prezzo e servizi verso i clienti.
La fideiussione gioca un ruolo importante anche per il cliente finale perché indica all’azienda che il fornitore che ha di fronte è affidabile finanziariamente in quanto si assicura che i suoi clienti lo siano.
Le garanzie finanziarie quindi, per quanto scomode in tutti gli ambiti, sono un importante punto di partenza per un rapporto di fiducia. Infatti è sempre vero che quando c’è la fiducia aumenta la velocità e diminuiscono i costi.
Chi conosce bene il mondo dei servizi B2B sa che ridurre i costi energetici è un’attività lunga e complessa, che inizia con la scelta del giusto fornitore per arrivare alla...
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Chi conosce bene il mondo dei servizi B2B sa che ridurre i costi energetici è un’attività lunga e complessa, che inizia con la scelta del giusto fornitore per arrivare alla gestione del contratto siglato.
Per riuscire a spendere meno nell’acquisto di gas ed energia elettrica sono necessarie competenze, attenzione al mercato e moltissime ore lavorative da parte di energy manager e/o uffici acquisti.
La buona notizia è che oggi esiste una soluzione hi-tech sofisticata che aiuta a ridurre i costi energetici aziendali, in maniera semplice, veloce ed efficace, senza trascurare l’aspetto consulenziale, ma riducendone i costi: si tratta della piattaforma tecnologica YEM.
YEM, un’azienda di recente costituzione con un’alta expertise del fondatore e di tutti i collaboratori sul mondo dell’energia, ha lanciato un servizio online, altamente personalizzabile, rivolto ad aziende di ogni settore con un consumo di energia fino a 1 GWh per l'energia elettrica e 200000 smc per il gas.
Si tratta di una piattaforma online evoluta che rende disponibili due importanti sevizi: YEM marketplace e YEM optimization.
-YEM marketplace consente di lanciare una gara per la ricerca di un nuovo fornitore energetico e arrivare al giusto contratto in pochi click;
-YEM optimization, invece, è un tool unico, in grado di accompagnare l’azienda verso la massimizzazione del risparmio. Questo servizio è rivolto alle realtà imprenditoriali che abbiano optato per un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing.
Automatizzare in digitale la consulenza energetica B2B equivale a ottimizzarne i processi e a renderli più efficienti. Come fa notare Nicolas Henn di YEM:
“Ci sono tante piattaforme online e digitali per la gestione dei costi energetici, ma molte puntano soltanto su logiche di prezzo più basso, mentre noi puntiamo sulle condizioni di mercato più vantaggiose per il cliente e allo stesso tempo sulla qualità del servizio complessivo”.
Nicolas Henn, che ha voluto rendere concreta la sua idea imprenditoriale e realizzare la piattaforma, spiega:
“Quella di YEM non è una consulenza soggettiva, ma una consulenza energetica indipendente e oggettiva che riguarda le migliori offerte del mercato, il giusto fornitore e il contratto di fornitura. Attraverso la piattaforma, YEM dà tutti gli strumenti necessari per un'adeguata scelta e per la gestione energetica, ma poi le decisioni finali sono sempre del cliente. Una volta che il sistema di elaborazione ha stilato la graduatoria dei fornitori più convenienti e rispondenti alle richieste, per esempio, è il cliente stesso a interfacciarsi direttamente con il player per chiudere il contratto.
“La consulenza energetica che forniamo attraverso i nostri servizi e la nostra piattaforma online è del tutto indipendente rispetto ai vari fornitori e alle loro offerte sul mercato. Vogliamo trasmettere la nostra competenza alle aziende e renderle più consapevoli delle loro valutazioni e scelte contrattuali”.
Rimane il nodo dei costi di accesso. Quanto possono costare l’accesso a due tool digitali e un’assistenza personalizzata da parte di YEM?
La modalità di gestione e comunicazione tecnologica dei servizi YEM permette un'economia scalabile delle varie attività digitali. Ciò consente di offrire condizioni e prezzi più interessanti e convenienti a ciascun cliente, verso il quale rimane l’impegno di una particolare attenzione alle sue necessità specifiche.
Nonostante le soluzioni siano totalmente digitali è sempre possibile richiedere una demo o contattare YEM per essere accompagnati nell’utilizzo delle piattaforme.
Da tempo ormai sentiamo parlare dei titoli di emissione di CO2 (EUA) in riferimento ai mercati europei di energia elettrica e gas naturale. Da inizio febbraio, in particolare, la...
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Da tempo ormai sentiamo parlare dei titoli di emissione di CO2 (EUA) in riferimento ai mercati europei di energia elettrica e gas naturale. Da inizio febbraio, in particolare, la CO2 ha fatto parlare di sé a causa di una esplosione delle quotazioni, che hanno superato più volte i 40 €/tonnellata.
I prezzi della CO2 sono improvvisamente arrivati oltre la quota dei 40 €/tonnellata. Cosa sta succedendo e perchè?
Come avevamo anticipato nell’articolo "2021 CO2, i prezzi saliranno? ", già dall’inizio del 2021 ci si aspettava un certo fervore sul tema della CO2.
L’Unione Europea ha deciso di aumentare il target di riduzione delle emissioni di gas serra al 2030, passando da un obiettivo iniziale di -40% rispetto alle emissioni del 1990 ad un nuovo target del -55%, ufficializzato a fine anno scorso.
Questa ulteriore spinta verso la riduzione delle emissioni, nell’aria dall’estate scorsa, ha dato un nuovo impulso alle quotazioni delle EUA (Permessi di emissione di CO2), strumento principale della lotta alle emissioni in Europa.
Il sistema ETS, inoltre, da quest’anno è entrato nella cosiddetta fase 4, ovvero un periodo nel quale viene ridotto sia il tetto massimo di emissioni annuali sia la quantità di titoli di emissione gratuiti a disposizione dei Paesi europei.
Grazie al meccanismo di Market Stability Reserve (MSR), attivo dal 2019, viene ridotta progressivamente l’offerta di titoli sul mercato per consentire un miglior equilibrio di domanda e offerta. Insomma, dal punto di vista regolatorio e politico, un rialzo dei prezzi della CO2 era uno degli obiettivi dichiarati da tempo.
Maggiore è il costo dei permessi di emissione, maggiore è la spinta, da un lato, verso la dismissione delle centrali elettriche inquinanti (soprattutto il carbone) a favore di energie rinnovabili e centrali a gas naturale, dall’altro verso un generale efficientamento e rinnovamento dei processi produttivi del tessuto industriale europeo.
Negli ultimi 4 anni, con l’aumentare dei prezzi della CO2 (nel 2017 i titoli di emissione difficilmente avevano un prezzo al di sopra dei 10 €/tonnellata) l’interesse di banche, istituti finanziari e fondi di investimento per il mercato della CO2 è andato aumentando, poiché se da un lato in un’ottica di lungo periodo il tema della riduzione delle emissioni offre delle ottime prospettive di investimento, dall’altro i tassi negativi sui capitali hanno incentivato la ricerca di opportunità di rendimento alternative.
Il risultato è stato un massiccio aumento dei capitali sul mercato dei prodotti futures sulla CO2 (quasi 10 volte maggiori nel 2020 rispetto al 2017), mercato che è passato dall’essere utilizzato dagli operatori del settore energetico per le coperture degli acquisti di titoli fisici, all’essere un mercato finanziario speculativo, in cui banche, ETF e fondi impiegano capitali importanti e negoziano volumi consistenti.
Un aumento dei prezzi era prevedibile? Sì, i fondamentali del mercato della CO2 mostravano chiaramente che il target dei 40 €/tonnellata era ormai in focus nel corso dell’anno 2021.
Era prevedibile che si arrivasse ai 40 €/tonnellata già a inizio febbraio? Probabilmente no. Fra i fattori bullish di quest’ultima parte dell’inverno, sicuramente le basse temperature (il cosiddetto picco termico) hanno contribuito ad aumentare la domanda di gas ed energia elettrica, con conseguente aumento della domanda di titoli di emissione.
Il prezzo della CO2 si muoveva da inizio gennaio in una banda di oscillazione fra i 31 e i 35 €/MWh e gli operatori probabilmente si aspettavano che nel breve termine il freddo e la maggior domanda portassero i prezzi verso l’area 35-36 €/tonnellata.
Il raggiungimento dei 40 €/tonnellata, invece, è stato un movimento repentino e improvviso, causato da elementi speculativi che poco hanno a che vedere con i fondamentali di breve termine del mercato.
A inizio febbraio (il 2), ha fatto scalpore un articolo di Bloomberg (Andurand Sees Carbon Tripling as Funds Turn Bullish on Pollution) in cui si dichiarava che alcuni Hedge Fund avessero un target di prezzo per la CO2 a 100 €/tonnellata entro la fine dell’anno (il giorno stesso il prezzo del future della CO2 è passato dai quasi 33 ai 35 €/tonnellata). Il giorno dopo, il prezzo della CO2 in asta primaria (titoli fisici dunque) è arrivato a 38 €/tonnellata e solo una settimana dopo la CO2 ha sforato il tetto dei 40 €/tonnellata.
Questo movimento violento sembra dunque non esser stato originato da una situazione fondamentale quanto da una forte presa di posizione di tipo speculativo.
La velocità e la natura del rialzo potrebbero, nel breve termine, non consentire ai prezzi di mantenersi al di sopra dei 40 €/tonnellata, ma il mood generale nel medio termine vede un’azione congiunta di elementi fondamentali e di speculazione che difficilmente consentirà ai prezzi di tornare ai valori visti l’anno scorso.
Effettivamente, gli ambiziosi obiettivi europei per il taglio delle emissioni potranno esser raggiunti solo con dei costi di emissione molto alti, che incentivino gli investimenti in rinnovabili e in tecnologie più green.
Nonostante le ottime intenzioni però, di fatto, il costo della CO2 si riverbera nel costo dell’energia elettrica, tutt’ora in buona parte prodotta da combustibili fossili in molti paesi dell’Unione Europea, e nelle filiere produttive di tutta Europa.
L'Unione Europea, per questo motivo, dovrà essere particolarmente attenta nel calibrare correttamente il bilanciamento fra l’incisività delle misure di riduzione dei gas serra ed il rischio di rilocazione delle industrie, energivore e non, che vedono la propria competitività internazionale messa a dura prova dai costi di annullamento della CO2.
Facciamo finta che stai per mettere insieme i pezzi di un puzzle, ti serve guardare una foto completa del risultato finale, che ti consenta di avere un punto di riferimento....
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Facciamo finta che stai per mettere insieme i pezzi di un puzzle, ti serve guardare una foto completa del risultato finale, che ti consenta di avere un punto di riferimento. Altrimenti ci metterai più tempo a finire. Frugherai alla ceca tra tutti i pezzi trovando con difficoltà le combinazioni giuste.
Certo controllare di avere tutto l’occorrente per avviare una RdO (Richiesta di Offerta) energetica non è esattamente la stessa cosa. C’è un livello di difficoltà differente fra le due attività.
Ma come forse avrai già sentito, l’obiettivo di YEM è quello di semplificare la complessità. In questo articolo troverai una checklist contenente tutta la documentazione da inviare al fornitore prima dell’avvio di una RdO. Vedrai non è poi così differente dal comporre un puzzle. Ogni pezzo con armonia si incastra con l'altro.
Prima di iniziare devi fare delle scelte, per esempio se devi iniziare a mettere insieme i pezzi che compongono una piramide, da dove inizi, dalla base o dalla cima? Alla base di una Richiesta di Offerta energetica, cosa c'è? Un contratto a prezzo indicizzato con fixing o un contratto a prezzo fisso?
Non aver chiare le differenze fra le due modalità contrattuali è un grave errore a cui poi potresti non porre rimedio nel caso in cui facessi la scelta sbagliata. Prima di pensare se scegliere un contratto a prezzo fisso o un contratto a prezzo variabile, pensa a quali sono le esigenze aziendali, qual’è il livello di rischio a cui puoi esporti?
Hai le expertise per gestire un contratto a prezzo variabile? Inoltre pensa se puoi o non puoi fornire una garanzia fideiussoria. Che tu scelga prezzo fisso o indicizzato, sappi che i fornitori potrebbero decidere di non proporti nessuna offerta, oppure aumentare il prezzo della fornitura tenendo conto della presenza o meno di una fideiussione.
Stai per iniziare a comporre un puzzle, spargi da una parte tutti i pezzi che hai a disposizione, poi con calma mettili in ordine e cerca i giusti incastri. Non farti prendere dalla fretta. Sia per il puzzle che per la RdO occorre calma.
Come avevamo scritto nell’articolo “Sei errori da evitare in fase di gara”, per non sbagliare è necessario comunicare il numero esatto di siti al fornitore. Inoltre bisogna considerare che c’è una distinzione tra monosito (un solo sito) e multi-sito (più di un sito).
Nel secondo caso, ricordati che non tutti i siti hanno lo stesso fabbisogno di energia. Quindi è necessario identificare le caratteristiche di ciascun sito per firmare un contratto in linea con le esigenze aziendali.
Per quanto riguarda il gas, si tratta del volume totale consumato nell’arco di un anno espresso in standard metri cubi (smc) per il gas e in MegaWhatt orari (MWh) per l’energia elettrica. E’ consigliabile per essere più precisi fornire la somma degli ultimi 12 mesi basati sul consumo effettivo. Questi dati possono essere reperiti dalle fatture.
Il profilo di consumo dipende dall’attività e dal modo in cui consumi l’energia. Il profilo è incluso nel calcolo del costo dell’energia, sia gas che power. Più sarà preciso, più l’offerta sarà in linea con l’esigenze aziendali. Caso contrario in mancanza di dati sufficienti il fornitore aumenterà il prezzo.
Per il gas va fornito il consumo giornaliero, per l’energia elettrica quello orario, se possibile il consumo per quarto d’ora. Questo profilo si deve fare per tutti i siti di consegna.
L'attività svolta nello stabilimento corrisponde al punto di consegna ed è molto importante fornirla in assenza del profilo di consumo dettagliato. A seconda dell'attività il fornitore si farà un'idea di quanto e quando consumi nell'arco di una settimana o giornata.
Nel caso in cui ci fosse un’evoluzione del consumo energetico nei mesi a venire, per esempio legata ad una crescita dell’attività, diventa molto importante condividere questa informazione con i fornitori durante il bando di gara. In modo da integrare questi dati con le offerte che saranno più congrue con la realtà.
La cabina REMI, il PDR e il POD sono codici fondamentali per il fornitore, per far si che l'energia acquistata arrivi a destinazione.
La data d’inizio della fornitura per il prossimo contratto è un momento cruciale. Devi assicurarti di non avere “buchi” nell’approvvigionamento e anche di non far sovrapporre consegne di energia.
Per l'energia elettrica è importante anche la tensione. Per ogni punto di consegna abbiamo una ed una sola tensione.
Ti sei accertato di possedere tutti i documenti opportuni? Adesso il puzzle che stavi facendo sta prendendo forma. Ora puoi avviare una RdO, ed iniziare a pensare ai passi successivi. Per avere una guida su tutti gli step necessari per preparare una RdO efficace, scarica gratis il volume I del nostro E-Book.
Capire il mercato, prevedere l’andamento del prezzo, intuire come evolverà la situazione e anticipare i movimenti. Queste attività, croce e delizia di ogni trader o analista, sono...
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Capire il mercato, prevedere l’andamento del prezzo, intuire come evolverà la situazione e anticipare i movimenti. Queste attività, croce e delizia di ogni trader o analista, sono diventate importantissime anche per i clienti che consumano energia elettrica o gas in grandi quantità e che devono decidere un fixing o valutare una nuova fornitura. Ma come funzionano le analisi o i modelli che vengono utilizzati dagli operatori per capire come potrebbe muoversi il mercato?
Esistono diverse tipologie di analisi che possono essere utilizzate per cercare di anticipare i movimenti dei prezzi e trarre un beneficio economico dall’andamento dei prezzi.
Le analisi, si sa, sono un po' come l’abbigliamento: ciascuno si sente a suo agio vestendo un outfit diverso, ma lo scopo del vestirsi resta il medesimo, ovvero coprirsi.
Ecco, allo stesso modo, ciascun trader, analista o operatore lavora e si focalizza su un determinato tipo di analisi che gli è più congeniale e l’obiettivo rimane lo stesso, ovvero, in questo caso, anticipare un movimento di mercato, capire cosa succederà e muoversi di conseguenza.
Fra le diverse tipologie di analisi possibili, sicuramente tutti hanno sentito parlare dell’analisi tecnica e dell’analisi fondamentale.
L’analisi tecnica è una metodologia di analisi che cerca di intuire i movimenti futuri del mercato andando a ricercare graficamente dei pattern, ovvero degli schemi tipici, e dei livelli di prezzo che “incanalino” il movimento di mercato attuale all’interno di figure ricorrenti.
Ad esempio, se il prezzo della CO2 oscilla all’interno di un “canale” fra un minimo e di un massimo, con l’analisi tecnica ci si aspetta che in concomitanza con il raggiungimento del massimo, il prezzo torni giù, mentre vicino al minimo rimbalzo nuovamente in su.
L’analisi tecnica è una metodologia di analisi derivata dai mercati finanziari e viene utilizzata soprattutto sui mercati molto liquidi, come ad esempio la CO2. Ultimamente sta trovando spazio anche nei mercati di energia elettrica e gas, ma più come supporto dell’analisi fondamentale che come metodo di previsione dei prezzi a sé stante.
L’analisi fondamentale, molto più diffusa per i mercati di energia elettrica e gas, è invece basata sullo studio dei driver, appunto, fondamentali, ovvero i fattori che hanno un impatto sullo stato generale del sistema di domanda/offerta e che dunque hanno un impatto diretto sui movimenti dei prezzi.
Il bilanciamento fra domanda e offerta è il meccanismo alla base della formazione dei prezzi. Ad esempio, se è previsto che nel corso del prossimo mese le navi di LNG in arrivo in Europa saranno pochissime rispetto al normale, assumendo che la domanda di gas naturale rimanga invariata, è facile intuire che una minor offerta di gas provocherà un aumento dei prezzi.
Fare analisi fondamentale, dunque, significa valutare l’impatto di tutti gli elementi della domanda e dell’offerta, cercando di prevedere se l’equilibrio sia possibile agli attuali livelli di prezzo o se la bilancia debba invece pendere maggiormente verso un aumento dei prezzi (scarsità di offerta o aumento della domanda di materia prima) o verso una diminuzione (abbondanza di offerta della materia prima o diminuzione della domanda).
Spesso la sola analisi dei fondamentali non è del tutto sufficiente per ottenere una view, perché affinchè sia possibile stimare l’impatto sui prezzi è necessario che gli operatori valutino anche quali sono gli eventuali elementi psicologici che possono provocare delle reazioni sui mercati e qual è il contesto macroeconomico in cui il mercato si inserisce.
Grazie all’analisi fondamentale è dunque possibile ottenere una view, ovvero uno scenario di previsione degli equilibri futuri di domanda e offerta, che indichi anche un’aspettativa rispetto ai prezzi.
Ma come si passa da una analisi che indica una possibile salita o discesa dei prezzi a dei target di prezzo veri e propri? Come, dunque, si costruisce la curva dei prezzi attesi? Beh, un elemento che può essere di aiuto è il passato.
Osservare come i prezzi hanno reagito in passato ad una situazione di domanda/offerta analoga a quella ipotizzata dalla nostra view consente di ipotizzare di quanto i prezzi potrebbero salire o scendere rispetto ai prezzi attuali. Ad esempio, se in passato un evento di freddo acuto nel mese di febbraio ha provocato un aumento dei prezzi forward fra il 5% e il 7% rispetto al periodo precedente, è possibile utilizzare questa indicazione per quantificare l’aumento atteso qualora si verificasse una condizione analoga in futuro.
Il lavoro degli analisti, insomma, non è affatto semplice e nonostante l’esperienza, la capacità e gli strumenti migliori è possibile che talvolta una view di mercato non si realizzi a causa di eventi imprevisti. Certo è che la costanza e la continua analisi degli elementi fondamentali consente, nel tempo, di conoscere il mercato e imparare ad interpretarlo, cogliendo le occasioni di risparmio o di guadagno e consentendo un miglior approccio alla gestione dell’energia.
Della tipologia contrattuale e del risparmio che si può ottenere con una formula a prezzo variabile con fixing abbiamo più volte scritto all’interno di questo blog; oggi, vogliamo...
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Della tipologia contrattuale e del risparmio che si può ottenere con una formula a prezzo variabile con fixing abbiamo più volte scritto all’interno di questo blog; oggi, vogliamo parlarvi di come capitalizzare l’affidabilità finanziaria del fornitore scelto.
Due temi in apparenza distanti - affidabilità e risparmio - eppure legati da un corto filo (conduttore): la fiducia!
Supponiamo che un’azienda chieda un’offerta per fornitura energetica annuale a un generico player del settore.
In fase di gara, è d’uso cercare il prezzo più basso, quello che promette un considerevole taglio dei costi rispetto agli anni precedenti.
Capita, però - e purtroppo ancora troppo di frequente - che l’Energy manager o l’ufficio acquisti decidano di siglare un contratto solo sul parametro del prezzo.
Questa scelta potrebbe rivelarsi un errore, perché, in assenza di ulteriori informazioni sul fornitore, potrebbe sfuggire la più importante: l’instabilità finanziaria del player.
Soprattutto in questo periodo di pandemia, non è raro incappare in un fornitore a rischio fallimento. Ciò può inficiare la fornitura e il bilancio del richiedente.
È bene sapere, infatti, che una tale eventualità si ripercuoterebbe drammaticamente sul cliente, generando costi inattesi (legali, legati alla mancata produzione e al nuovo contratto da firmare in estrema urgenza, ecc).
L’affidabilità finanziaria del fornitore, quindi, è un criterio di valutazione nient’affatto secondario.
Ma come valutarla?
YEM, start up italiana ideatrice della piattaforma digitale YEM con i suoi servizi YEM marketplace e YEM opmization ha firmato una partnership con Cerved, noto sul mercato italiano nel campo di rating.
In quanto strumento di supporto agli Energy manager e agli Uffici acquisti, la piattaforma consente innanzitutto di lanciare e gestire una gara in pochi click, creando un canale di comunicazione privilegiato tra il cliente e una rosa di fornitori pre-selezionati.
Conscia dell’importanza della solidità finanziaria di un fornitore energetico, YEM ha scelto di garantirla ai propri utenti attraverso una collaborazione con Cerved. Vediamo come.
La qualità degli attori della piattaforma viene misurata da Cerved in una scala che va da 1 (eccellente, perché il rischio è inesistente) a 8 (qualità insoddisfacente - rischio elevatissimo): questo è lo score YEM Credit score by Cerved.
YEM non accetta nel proprio marketplace i fornitori con score superiore al tre, pertanto il contratto del cliente sarà sempre al riparo da rischi elevati o elevatissimi di fallimento.
“Il servizio è nato nel luglio del 2020 - spiega Nicolas Henn, ideatore di YEM - e consente agli utilizzatori del nostro YEM marketplace di avere piena fiducia riguardo all’affidabilità finanziaria di tutti i fornitori presenti sulla piattaforma.
Quando un’utente chiede un’offerta, riceve lo score associato a quel player. Parallelamente, però, YEM invia al fornitore uno score relativo al cliente che sta chiedendo l’offerta. Il controllo è dunque reciproco.
Lo score applicato al cliente si rivela un vero vantaggio a livello di costi: più sarà basso il rischio associato al richiedente, infatti, tanto più il fornitore si sentirà rassicurato e propenso ad applicare uno sconto alla fornitura”.
Cerved, infatti, assegna anche al futuro cliente uno score e ciò aumenta la capacità di negoziazione delle aziende virtuose in tema di sconto e risparmio.
Grazie a YEM Credit score by Cerved, però, anche le aziende con score superiore al tre (quindi con instabilità finanziaria moderata o massima) possono migliorare la propria posizione: YEM suggerisce loro di ricorrere a una fideiussione. Questa soluzione accresce la fiducia del fornitore, che sarà più tranquillo nel proporre la sua migliore offerta.
Cerved ha elaborato i dati relativi alle tipologie d’azienda, alle zone d’Italia nelle quali operano, alle congiunture e agli habitat economici, in modo da ottenere vere e proprie funzioni matematiche.
La procedura data-driven di Cerved coniuga le funzioni matematiche a qualche parametro peculiare dell’azienda che cerca la fornitura: la sintesi è proprio lo score.
Grazie a YEM Credit score by Cerved, quindi, fare previsioni sui prezzi energia è più semplice. Clienti e fornitori sono garantiti, il livello di reciproca fiducia è massimo e i prezzi delle forniture sono sgravati da ogni possibile una tantum o tariffa precauzionale generalmente pretesa in assenza di conferme di affidabilità.
La “smart energy" è una filosofia: è la conquista di chi guarda lontano, cogliendo le opportunità del presente. Gestire il contratto di fornitura energetica per un’azienda,...
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La “smart energy" è una filosofia: è la conquista di chi guarda lontano, cogliendo le opportunità del presente.
Gestire il contratto di fornitura energetica per un’azienda, infatti, richiede un grosso impegno da parte dell’Energy Manager. Gli obiettivi sono chiari:
-il taglio dei costi in bolletta, come richiesto dal budget;
-un contratto su misura;
-un fornitore finanziariamente solido, affidabile in termini di servizi e possibilmente green;
-un metodo efficace per seguire il mercato e cogliere le migliori opportunità di risparmio.
Quel che non è ancora chiaro, in certi casi, è che la procedura per arrivare a questi risultati non è più quella di una volta. Ottimizzare la ricerca e la gestione del contratto di fornitura energetica in maniera attuale e tecnologica, infatti, dà molti vantaggi.
Da qualche tempo, il signor X, Energy Manager di una media azienda italiana della manifattura, arriva in ufficio sempre più presto. Stamattina sono addirittura le 7.30, ma c’è tanto lavoro da fare. Si fa in fretta a parlare di una nuova fornitura di energia, ma gli aspetti da seguire sono tanti e la giornata lavorativa non basta mai!
Alle 17.00 il signor X riceve una telefonata: “Partitina a tennis tra mezz’ora?”. Un moto d’ira sale dai piedi e infiamma la testa. Controllarsi è difficile, ma l’amico Y non c’entra niente. Un sospiro e X risponde: “Non ce la faccio. Sono troppo preso dal lavoro. Ho una montagna di offerte da confrontare e un budget da compilare”.
Pochi minuti e una notifica illumina lo schermo del telefono del signor X: è Y.
“Ma…una piattaforma digitale no?”
Oggi il signor X è arrivato in ufficio alle 9. Alle 10 il titolare dell’azienda lo ha convocato nel suo ufficio: “Complimenti X, non abbiamo mai raggiunto questo livello di risparmio. E mi dicono che il nuovo fornitore ci assiste nel migliore dei modi”.
Il signor X torna soddisfatto alla sua scrivania. Guarda la borsa da tennis e sorride.
Affidarsi a una soluzione digitale ripaga di mille fatiche, permette di raggiungere sempre i migliori risultati e, soprattutto, regala molto tempo. Anzi lo restituisce.
L’Energy Manager che utilizza una piattaforma online evoluta, infatti, delega il proprio lavoro a un’équipe di esperti e recupera molte giornate lavorative, che può dedicare alle altre incombenze della propria mansione e, perché no, alla vita privata.
L’expertise che c’è dietro uno strumento digitale appositamente progettato per la gara e per la gestione del nuovo contratto energetico rende facile e veloce un percorso che altrimenti richiederebbe settimane, se non mesi di lavoro.
Quel che occorre per un’attività che tenda alla smart energy è innanzitutto un marketplace evoluto.
All’Energy Manager interessa individuare un fornitore affidabile, finanziariamente solido, green (perché ormai tutte le aziende sono chiamate a contribuire al raggiungimento degli obiettivi europei di decarbonizzazione); inoltre è importante che il contratto sia proprio “sartoriale”, scritto specificatamente sul fabbisogno energetico dell’azienda.
Ecco, un marketplace avanzato consente di raggiungere tutti gli obiettivi in pochi click. Sulla natura e affidabilità del player individuato in fase di gara non c’è da avere alcun dubbio: gli esperti progettisti del tool preselezionano i fornitori, senza poi mediare sul contratto. Il tool orienta le scelte, il cliente finalizza il contratto direttamente con il fornitore, senza interferenze.
Una piattaforma digitale, inoltre, è in grado di gestire un contratto di fornitura “a prezzo variabile con possibilità di fixing”, opzione che molti Energy Manager escludono a priori. Un contratto di questa tipologia, infatti, richiede conoscenze specifiche sull’andamento del mercato delle materie prime, tecnicismi che spesso richiedono l’intervento di un consulente.
D’altra parte, però, la possibilità di fixing consente di cogliere opportunità di risparmio altrimenti escluse in partenza. Il risparmio potrebbe raggiungere vette inesplorate.
Un “ottimizzatore” digitale del contratto, invece, coglie nel segno in poche, veloci attività digitali e qualche notifica all’Energy Manager.
Parlare di smart energy management, quindi, è sempre possibile, se a fianco del professionista dell’energia ci sono una soluzione digitale avanzata e una squadra di esperti sempre a disposizione.
Il tema degli stoccaggi e del livello di riempimento di questi ultimi viene sempre citato, in maniera più o meno approfondita, fra i driver fondamentali dei prezzi di mercato del...
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Il tema degli stoccaggi e del livello di riempimento di questi ultimi viene sempre citato, in maniera più o meno approfondita, fra i driver fondamentali dei prezzi di mercato del gas europeo ed italiano.
Ma cosa sono gli impianti di stoccaggio e perché sono così importanti?
Uno stoccaggio di gas naturale è un deposito ricavato sfruttando strutture geologiche naturali, come siti di produzione di gas ormai esauriti o cavità sotterranee di vario tipo, oppure, più raramente, utilizzando serbatoi metallici costruiti appositamente.
All’interno di questi serbatoi, naturali o artificiali, viene immagazzinato il gas naturale prelevato dalla rete di trasporto in attesa di esser successivamente estratto per l’utilizzo.
Tipicamente in estate, quando le temperature sono mediamente elevate e la domanda di gas naturale per uso civile è più bassa, il gas viene iniettato negli stoccaggi. Viceversa, nella stagione invernale, quando il freddo causa un aumento della domanda di gas soprattutto per il riscaldamento civile, il gas viene prelevato dagli stoccaggi per essere utilizzato.
Dunque, per il periodo che va dal 1 di aprile al 30 settembre si parla stagione di iniezione o immissione (del gas in stoccaggio), mentre dal 1 di ottobre al 31 di marzo di stagione di prelievo o erogazione.
Una piccola quota dello spazio di stoccaggio (intorno al 20-25%) viene dedicata alle cosiddette riserve strategiche, ovvero delle quantità di gas che vengono stoccate per far fronte a problematiche importanti relative all’importazione o a crisi del sistema gas nazionale che possono provocare una carenza di materia prima tale da mettere a rischio il paese.
Questa quota resta inutilizzata fino al sopravvenire di un evento eccezionalmente importante e che ne giustifichi l’impiego.
La quota rimanente, quella di cui si parla proprio in riferimento ai mercati, viene dedicata all’utilizzo commerciale per la modulazione della domanda.
Tendenzialmente gli stoccaggi costituiscono un importantissimo cuscinetto di riserva che consente di soddisfare la maggior domanda invernale e le eventuali fluttuazioni di domanda all’interno della stagione.
Sono delle vere e proprie riserve di flessibilità che aiutano a modulare l’offerta di gas disponibile nel sistema, per lo più su base stagionale, ma anche a soddisfare, in alcuni casi, picchi di domanda giornalieri/periodici.
La domanda di gas destinato all’immissione in stoccaggio è una quota importante della domanda gas dei mesi estivi e consente, nell’arco dei sei mesi, di ripristinare le scorte di gas destinate al consumo durante l’inverno.
Il livello di riempimento degli stoccaggi, dunque, oscilla fra un livello minimo, normalmente raggiunto verso fine marzo, e un livello massimo, che coincide con l’inizio dell’inverno (fine settembre/inizio ottobre).
Durante l’estate, quando i riscaldamenti non sono accesi e dunque la domanda di gas è più bassa, gli operatori acquistano il gas per immetterlo negli stoccaggi. Più sono bassi i prezzi, più gli operatori tendono ad acquistare il gas per rivenderlo durante l’inverno, quando i prezzi sono normalmente più alti.
In Europa, circa il 20-30% del totale di gas utilizzato nel periodo invernale proviene da stoccaggi. Per questo motivo, se il livello di riempimento degli stoccaggi all’inizio dell’inverno è molto alto (come è successo a inizio di ottobre 2019), il sistema gas nei mesi invernali può godere di una relativa abbondanza di materia prima per far fronte ai picchi di domanda causati dal freddo o a una diminuzione delle importazioni e dunque i prezzi tendono ad essere più bassi e rilassati.
Viceversa, se il livello di riempimento è inferiore, esiste il rischio che un calo di temperatura importante o un problema di approvvigionamento provochi un aumento di domanda al quale non si riesce a far fronte, con un conseguente rialzo dei prezzi.
La flessibilità data dagli stoccaggi dunque è fondamentale per consentire un adeguato bilanciamento fra domanda e offerta.
Chiamiamolo, per comodità, “tool per energy manager”. Nelle aziende si usano strumenti per compiere qualsiasi attività, eppure, quando si tratta di affidarsi a un tool digitale,...
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Chiamiamolo, per comodità, “tool per energy manager”. Nelle aziende si usano strumenti per compiere qualsiasi attività, eppure, quando si tratta di affidarsi a un tool digitale, le diffidenze emergono prepotentemente, tanto da oscurare i possibili benefici. Eppure, nel caso dei professionisti della gestione energetica, i vantaggi sono tanti e ben evidenti.
La gestione delle forniture energetiche, infatti, dall’individuazione dei bisogni peculiari dell’azienda alla firma di un nuovo contratto, prevede una serie di laboriose e lunghe attività.
Questo carico di lavoro, che richiede anche settimane, è sintetizzabile in pochi click sulla tastiera di un pc. A consentirlo potrebbe essere proprio un elaborato strumento digitale con un’interfaccia user-friendly.
La scelta di affidarsi a un tool per energy manager potrebbe decretare l’addio alle richieste a fornitori più o meno noti, alle lunghe ore di confronto tra offerte commerciali, ai dubbi sulla modalità contrattuale o sull’affidabilità degli operatori interpellati.
Gli scettici penseranno che si tratti una ennesima fake news tra le tante che circolano nel web, tuttavia è una attualissima verità, verificabile e resa possibile dall’informatica.
Sul mercato esistono soluzioni digitali pratiche, veloci, sicure che, nelle mani giuste danno risultati straordinari in pochissimo tempo. Occorre solo aprirsi con fiducia al digitale.
L’Italia è 24esima in Europa (su 28) per competitività digitale (vedasi rapporto Desi -Digital Economy and Society Index - della Commissione europea).
L’alfabetizzazione digitale e la risoluzione del digital divide, pertanto, hanno conquistato i primi posti nelle agende di Governo, soprattutto in un anno in cui lo smartworking e la didattica a distanza hanno lasciato intravedere tutte le loro potenzialità.
Oggi sappiamo che un buon livello di alfabetizzazione digitale del Paese potrebbe cambiare per sempre i paradigmi del lavoro e della scuola, portando vantaggi a tutti. Ma al momento noi italiani abbiamo solo assaporato la gustosa pietanza, non siamo ancora pronti. Non ci mancano le tecnologie, bensì la giusta cultura, la mentalità, che spesso si oppone ancor prima di aver valutato i vantaggi di affidarsi alle soluzioni più attuali. Questo è il motivo per cui In Italia le aziende usano poco gli strumenti disponibili online.
Usare un tool per energy manager permette di:
Ma c’è di più. Oltre a sgravare di tanto il lavoro di ricerca del nuovo fornitore, lo strumento online permette di massimizzare il risparmio attraverso la scelta di un contratto a prezzo variabile e con possibilità di fixing (senza avere competenze da trader).
Grazie al tool per energy manager, infatti, è possibile seguire l’andamento del mercato delle materie prime e stipulare un nuovo contratto quando il prezzo dell’energia è più conveniente.
In questo modo l’energy manager potrà comunque inserire nel budget aziendale una cifra per forniture energetiche. Questo costo potrebbe non cambiare, ma se dovesse farlo sarà certamente al ribasso, perché è l’azienda (guidata dal tool per energy manager) a scegliere se e quando fare fixing.
Rimane il nodo del costo, sul quale il management aziendale potrebbe obiettare. L’investimento necessario per i servizi del tool digitale, però, si ammortizza velocemente, perché il risparmio in bolletta sarà ingente sin dal primo nuovo contratto.
Il contratto di fornitura energetica della tua azienda sta per terminare? Oppure stai programmando di avviare una gara per una futura fornitura energetica? Adesso ti ritrovi...
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Il contratto di fornitura energetica della tua azienda sta per terminare? Oppure stai programmando di avviare una gara per una futura fornitura energetica?
Adesso ti ritrovi immerso nel mare magnum di tutte le papabili offerte che la moltitudine di attori del mercato dell’energia (più di 500 tra fornitori e rivenditori in Italia) vogliono proporti. Non disperare. Ti sembra forse un momento critico, ma in realtà potresti sfruttare questa situazione a tuo vantaggio.
L’arrivo della maturità del tuo contratto di fornitura energetica potrebbe essere finalmente l’opportunità di confrontare le varie offerte di energia, per trovare quella più adatta alle esigenze e al budget aziendale.
Se stai pianificando di lanciare presto una gara è importante che tu ricordi di non commettere dei gravi errori che ti porterebbero a pagare ingenti spese. Questo articolo nasce da una discussione avvenuta dopo pranzo tra noi del team di comunicazione e Nicolas Henn: il fondatore della startup YEM.
Quasi con ironia si parlava di quali sono le sviste peggiori che si potrebbero commettere. Così abbiamo pensato che avremmo potuto fornire una mini guida, con lo scopo di evitare che i nostri lettori commettano questi errori. Abbiamo deciso di selezionare 6 possibili errori, a nostro avviso quelli da evitare assolutamente.
Se stai pianificando di lanciare presto una gara per prima cosa è importante controllare se nel contratto in essere è presente la clausola del tacito rinnovo.
In tal caso dovresti inviare una lettera di disdetta al fornitore, entro i termini previsti dalla clausola. Soltanto in questo modo potrai cambiare fornitore tranquillamente.
In caso contrario saresti costretto a pagare delle penali sia al nuovo che al vecchio fornitore.
Se stai per sottoscrivere un contratto a prezzo fisso un’altra trappola da evitare assolutamente è quella di richiedere una durata di validità per l’offerta di energia troppo lunga.
La durata di validità è il tempo di cui disponi per accettare un'offerta di energia. Bisogna tenere conto del fatto che più la durata di validità stabilita è lunga, più potrebbe aumentare il prezzo proposto dal fornitore.
Così facendo il fornitore può tutelarsi dalle variazioni di mercato. Spesso si tende a cercare di aumentare la durata di validità, per evitare di non avere abbastanza margine di scelta. Se per esempio la durata di validità stabilita iniziasse alle 10 e finisse alle 11, a partire dalle 11 e 1 minuto non si è più nella posizione di accettare qualsiasi offerta di energia.
Nel caso in cui la durata di validità invece, fosse di un giorno il prezzo dell’energia aumenterebbe non di poco. Come ordine di grandezza la durata di validità di un’ora rispetto alla durata di un giorno potrebbe aumentare anche di 50 cent/MWh in più. Forniamo un facile esempio.
Moltiplicando 50 cent/MWh per una fornitura di 10.000 MWh arriveresti a pagare fino a 5.000 euro in più, se la durata di validità per l’offerta fosse non di un’ora ma di un giorno.
Come avevamo scritto in uno dei nostri primi articoli: Prezzo fisso o indicizzato? Prima di avviare una RdO è importante essere consapevoli delle differenze tra le varie forme contrattuali. Per essere più chiari possibile ecco delle semplici definizioni:
Ogni MWh di energia consumato durante il periodo contrattualizzato viene fatturato ad un prezzo fisso, determinato al momento della firma del contratto.
E' importante che ti ricordi che con la clausola del tacito rinnovo, il contratto a prezzo fisso si trasforma spesso in prezzo variabile senza fixing se non è stata avviata una RdO.
Ogni MWh di energia consumato durante il periodo contrattualizzato viene fatturato ad un prezzo variabile, sulla base delle variazioni di mercato del prezzo di referenza, scelto al momento della firma.
Quando si ha un contratto di fornitura di gas o energia elettrica a prezzo variabile, la società contraente può richiedere il fixing del prezzo al proprio fornitore.
Si tratta di fissare il prezzo di una parte dei volumi o dell’intero profilo di consumo, previsto in un determinato periodo futuro alle condizioni economiche del mercato in quel momento.
In questo modo il fixing consente al consumatore di trasformare un contratto a prezzo indicizzato in un contratto a prezzo fisso (in toto o in parte), eliminando il rischio di una salita dei prezzi ed il conseguente aumento dei costi di fornitura.
Potrebbe sembrare un errore molto banale, ma purtroppo non è un errore raro.
Se per esempio ti rendi conto solo in un secondo momento di aver sottoscritto un contratto di fornitura energetica a prezzo fisso, e realizzi dopo il fatto che ti converrebbe di più un contratto a prezzo variabile, sappi che passare da un’opzione all’altra è quasi impossibile.
Oppure si tratta di un opzione particolarmente onerosa. Tieni a mente che i fornitori concedono un alto livello di flessibilità a pochi clienti che acquistano centinaia di GWh.
Ai fornitori non piace l’imprecisione, motivo per cui bisogna fare attenzione nel comunicare l’esatto numero dei punti di consegna dell’energia e la giusta posizione.
Se per esempio ti rendi conto di aver firmato un contratto dove specifichi di possedere 9 punti di consegna e in un secondo momento ti rendi conto di possederne invece 10 puoi stare certo di due fattori:
- L’energia comunque arriverà in tutti i 10 punti di consegna
- Se però hai comunicato solo in un secondo momento di possedere anche un decimo punto di consegna, riceverai anche lì l'energia, ma dopo il pagamento di una penale calcolata sul consumo del decimo sito.
Non sottovalutare mai l’importanza di fornire dei dati di consumo più attendibili possibile al fornitore.
Un’informazione molto importante per il fornitore è quella di disporre dei dati sullo storico dei consumi, che possono essere per esempio il dettaglio giornaliero sul consumo del gas o il dettaglio orario sul consumo dell’energia elettrica.
Questo tipo di informazioni vanno fornite per ogni punto di consegna e vanno organizzate per fascia oraria.
Non fornire informazioni precise, significa per il fornitore correre rischi finanziari. Questo tipo di errore per prima cosa avrà un'impatto diretto sul prezzo dell'energia, perché il fornitore applicherà un supplemento.
Inoltre, il fornitore perderà fiducia nei tuoi confronti. Non dimenticare mai: più sei preciso, più il fornitore ti può fare un'offerta vantaggiosa.
È facile pensare che “la proposta commerciale più vantaggiosa sia quella che assicura il maggior risparmio sul prezzo di acquisto”, motivo per cui è facile sbagliare. Per ottenere un risparmio significativo tieni a mente una cosa: il prezzo da solo non basta!
Bisogna valutare anche e soprattutto la qualità dell'offerta di fornitura energetica. Per questo, non dimenticare di valutare i servizi offerti dal fornitore, anche sulla base di:
- chiarezza e trasparenza nella fatturazione.
- Servizio clienti sempre attivo.
- Velocità di risposta per una richiesta d'intervento sul campo.
Per scoprire quali sono altri fattori che incidono sulla qualità di un'offerta di energia, leggi il nostro articolo: Fornitore energia elettrica e gas: scegliere la qualità oltre al prezzo.
Abbiamo fornito una lista di errori che avresti potuto commettere durante il lancio di una gara. Ora ci auguriamo di essere stati sufficientemente chiari ed esplicativi, in modo che tu non commetta questi errori. Soprattutto speriamo di essere stati semplici: perché il nostro obiettivo resta sempre quello di semplificare la complessità.
E’ appena terminato un anno particolare e anche su energia elettrica e gas ci sono stati grandi scossoni. Qual è la situazione del sistema gas europeo a inizio gennaio? Meteo e...
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E’ appena terminato un anno particolare e anche su energia elettrica e gas ci sono stati grandi scossoni. Qual è la situazione del sistema gas europeo a inizio gennaio?
L’inverno è finalmente arrivato, e con esso è arrivato il freddo e la neve, almeno in buona parte dei paesi del centro Europa.
Le condizioni meteo di questi primi mesi di inverno sono state ben diverse da quelle che hanno caratterizzato l’ultimo trimestre del 2019.
Le temperature, infatti, sono state spesso più rigide di quanto mediamente non accada fra novembre e dicembre. Questo ha spinto i consumi di gas sia per uso civile che per uso termoelettrico.
Come è tipico del periodo, i prezzi del gas, molto sensibili alle temperature rigide invernali, hanno reagito al rialzo.
Il freddo è arrivato anche nell’area asiatica ed in particolare in Giappone e Corea del Sud (la cosiddetta area JKM, ovvero Japan and Korean Marker), paesi che utilizzano il gas naturale come primaria fonte per il riscaldamento civile.
Poiché la domanda asiatica di gas (e di conseguenza il prezzo del gas) è aumentata sensibilmente a causa di temperature più basse rispetto alla normale stagionale, le navi di LNG, soprattutto provenienti dal Nord America, sono state dirottate verso l’area JKM, massimizzando i margini dei venditori e diminuendo l’afflusso di LNG in Europa, dove i prezzi sono saliti di conseguenza.
In Europa, a dicembre, le navi in discarica sono state circa la metà delle navi arrivate nel dicembre 2019.
Proprio a causa delle temperature rigide, il gas stoccato durante l’estate è stato abbondantemente utilizzato durante l’ultimo trimestre del 2020, al punto che il livello di riempimento degli stoccaggi a fine dicembre è inferiore rispetto all’anno scorso (va però ricordato che il 2019 è stato un anno eccezionale in quanto ad abbondanza di gas in stoccaggio).
Per quanto, dunque, le riserve siano state utilizzate nel corso di novembre e dicembre, i livelli di riempimento degli stoccaggi restano in linea con i valori normali del 2017 e 2018.
I livelli di import europeo via pipeline sono nella norma; su questo fronte una novità, per quanto riguarda l’Italia, è la messa in esercizio del TAP, un tubo che porta il gas dall’ Azerbaijan alla Puglia, passando da Turchia, Grecia, Albania e attraversando il mar Adriatico.
Grazie a questo, si è ridotto il premio che il gas italiano ha sempre avuto rispetto agli altri hub europei (es TTF), diminuendo dunque lo spread e avvicinando il PSV ai mercati più competitivi dell’Europa centrale.
È possibile che la situazione di attuale scarsità di LNG permanga anche nel corso del primo trimestre di gennaio, nonostante siano previste temperature più in linea con i valori medi stagionali sia in Europa che in Asia già a partire da metà/fine gennaio.
Non è escluso, inoltre, che si verifichino picchi di freddo artico di breve durata, che potrebbero portare spike sullo short term.
L’evoluzione della pandemia di Covid e le misure di limitazione degli spostamenti sembrano avere poco grip per quanto riguarda le dinamiche della domanda del gas naturale.
Esiste una relazione tra bollette e contratti energia che potrebbe incidere negativamente sul risparmio auspicato in fase di gara. No, non parliamo dell’ovvia necessità di trovare...
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Esiste una relazione tra bollette e contratti energia che potrebbe incidere negativamente sul risparmio auspicato in fase di gara. No, non parliamo dell’ovvia necessità di trovare una tariffa conveniente per gas ed energia elettrica, bensì della bolletta come documento.
La firma di un nuovo contratto energetico non va mai presa con leggerezza. Anche se il prezzo proposto dal fornitore scelto sembra essere il più conveniente, esistono vari altri aspetti del futuro rapporto di fornitura che potrebbero compromettere il risultato della ricerca.
Le bollette, in particolare, fanno la differenza tra un contratto che vale la pena siglare e uno che è meglio lasciar perdere.
In questo post cerchiamo di mettere in luce uno degli aspetti più ingannevoli di una gara: la leggibilità di una bolletta, tra le pieghe della quale si potrebbero annidare errori, indici di poca trasparenza o, al contrario, segnali di rassicurante serietà.
La bolletta, diciamolo a chiare lettere, è il vero biglietto da visita dei player del mercato di fornitura energetica, il documento che più di ogni altro fa capire se l’azienda selezionata è affidabile o meno.
La prima cosa da fare quando si pensa di aver individuato il giusto fornitore è chiedere un esempio di bolletta. Avere il documento in mano è fondamentale per evitare sorprese future.
Le valutazioni da fare sulla bolletta sono innanzitutto generali: quanto è facile da interpretare? È leggibile?
La semplicità non è affatto scontata. Nel marasma degli oltre 500 player attivi sul mercato, sono in molti a giocare sul detto/non detto, sui conguagli, sui mancati aggiornamenti dei coefficienti ecc….
Regola numero uno, dunque, è la forma, che agevoli la facilità di lettura. Ciò sottintende anche un impegno da parte del fornitore nel renderla il più trasparente possibile. L’aggrovigliamento nozionistico è sempre indice, nel migliore dei casi, di poca attenzione al cliente o addirittura di intenzioni ingannevoli, nel peggiore.
Teniamo presente infatti, che l’Autorità ha emanato nel 2009 la “Direttiva per l'armonizzazione e la trasparenza dei documenti di fatturazione dei consumi di elettricità e/o di gas distribuito a mezzo di reti urbane” e le bollette, dunque, dovrebbero essere tutte di facile lettura e trasparenti.
La formula scelta per il contratto, tra prezzo fisso e prezzo variabile con possibilità di indicizzazione, determina ovviamente variazioni nei conteggi trimestrali. Avere a disposizione esempi di bolletta relativi alle due alternative contrattuali può far comprendere meglio il modus operandi del fornitore che si sta vagliando.
Il prezzo delle materie prime energetiche si compone di una quota fissa e di una variabile. I costi variabili dipendono dalla media dei valori consuntivi del mercato del giorno precedente (e per questo sono soggetti a fluttuazioni, sulle quali i clienti più smart possono ritagliare un cospicuo risparmio attraverso le strategie di fixing).
Tutte le altre componenti della bolletta sono fissate dall’Authority.
La seconda caratteristica di una bolletta ben congegnata, quindi, è la precisione sui costi variabili e invariabili.
Tra i prezzi fissi, cioè quelli che non dipendono dal mercato di gas ed energia elettrica ci sono le tasse e i trasporti, voci regolate da Arera attraverso dei coefficienti che vengono continuamente aggiornati. L’aggiornamento dei coefficienti in bolletta, che dovrebbe essere una regola, è una attività che non tutti i fornitori praticano in maniera diligente e, in certi casi, l’azienda paga più di quel che dovrebbe a vantaggio di un fornitore poco trasparente e disonesto. L’aggiornamento dei coefficienti, dunque, è un punto da monitorare con attenzione.
Infine, c’è la pratica dei conguagli che devono essere pochi e ben gestiti.
Le bollette trimestrali si riferiscono a sempre una stima dei consumi. Il conguaglio è comprensibile. Tuttavia, se i conguagli sono frequenti, troppo alti, se fanno perdere i conti e creano confusione, significa che non si è fatta una corretta pianificazione della fornitura oppure che, anche in questo caso, purtroppo il fornitore non è dei più affidabili e onesti.
Il mantra dell’Energy manager dovrebbe essere: “Mai firmare un contratto prima di aver analizzato l’impostazione della bolletta”.
Cosa può accadere se le bollette ricevute sono errate o non chiare?
Il rischio principale è di pagare più del necessario, naturalmente. In qualche caso, si potrebbe anche pagare di meno, quando i conteggi errati vanno a svantaggio del fornitore. In tutti i casi, però, se la bolletta non è chiara, l’azienda è costretta ad affidarsi a un consulente, al quale sarà necessario pagare la prestazione. Un costo in più che può e deve essere evitato.
Il rapporto tra bollette e contratti energia, dunque, è piuttosto stretto.
Riassumendo, le particolarità della bolletta da verificare prima di firmare un contratto di fornitura energetica sono quattro:
1 - la facilità di lettura;
2 - gli obblighi del fornitore (precisione sui costi variabili e invariabili);
3 - l’aggiornamento puntuale dei coefficienti di tasse e trasporti;
4 - l’utilizzo dei conguagli.
Un unico portfolio di investimento per gestire l’energy portfolio management aziendale: è quanto ha a disposizione l’Energy Manager nell’ambito della propria attività. L’obiettivo...
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Un unico portfolio di investimento per gestire l’energy portfolio management aziendale: è quanto ha a disposizione l’Energy Manager nell’ambito della propria attività. L’obiettivo è garantire all’azienda il conseguimento di un ottimo livello di efficienza energetica attraverso strategie, progetti, tecnologie e macchinari che permettano di ottenere le medesime performance produttive con meno energia.
Ma non solo: l’energy portfolio management, sintesi in tre parole della complessa mansione strategica di ogni Energy Manager, comprende anche la misurazione dei processi e la standardizzazione, al fine di tendere al continuo miglioramento nel tempo. Di fronte a un’asticella che si allontana di giorno in giorno, in maniera costante, al professionista dell’energia sono richiesti un grande dinamismo e tanta competenza.
Gli asset aziendali relativi all’energia sono importantissimi per le seguenti ragioni:
1) economie di scala aziendali, dunque contenimento dei costi generali;
2) adeguamento alle normative vigenti;
3) competitività.
Nessuno dei tre concetti elencati ha un obiettivo fisso, univoco, da raggiungere. Si tratta piuttosto di percorsi a tappe, che permettono alle aziende di ottenere risultati importanti, ma sempre in divenire per definizione.
Le stesse direttive europee, poi recepite dall’Italia e trasformate nel PNIEC indicano obiettivi specifici legati al tempo, raggiunti i quali si dovrà ulteriormente migliorare.
Per questa ragione, a tutte le aziende, e in particolare alle più “energivore” non è più concesso di essere soggetti passivi del mercato, come accadeva in passato.
Anche dal punto di vista delle forniture di gas ed elettricità, l’energy portfolio management richiede lo stesso approccio flessibile e dinamico. Soddisfare il fabbisogno energetico dell’azienda, infatti, implica di approvvigionarsi di gas ed energia elettrica tenendo conto:
-dell’esigenza di tagliare i costi in bolletta;
-della moltiplicazione dei player della fornitura energetica per via della liberalizzazione del mercato;
-della necessità di aumentare la percentuale di energia derivante da fonti energetiche rinnovabili;
-di un mercato complesso delle materie prime, nel quale i prezzi dell’energia variano di ora in ora (soprattutto nel caso dell’energia elettrica).
Il complesso di nuove esigenze ha creato la necessità di ricorrere sempre più di frequente a servizi consulenziali e informativi. L’Energy Manager, infatti, necessita di molte più competenze per mantenere l’azienda attiva nella gestione del proprio portfolio energetico. Sono essenziali competenze nella gestione del rischio e una maggiore flessibilità nella ricerca di contratti e soluzioni che garantiscano efficienza energetica a costi inferiori.
Un buon punto d’inizio è affrontare la scelta di un contratto di fornitura legato all’andamento della Borsa energetica. Questo approccio è meno convenzionale rispetto alla tradizionale concentrazione dell’acquisto di energia a prezzo fisso in un unico istante durante l'anno, ma consente all’azienda di “costruire” la propria bolletta attivamente.
Per gestire i rischi e le attività di una tale formula contrattuale, sono richieste competenze in termini di trading, che l’Energy Manager potrebbe anche non possedere. Tra le soluzioni più accessibili, flessibili ed efficaci, nate per essere di supporto ai professionisti, ci sono specifiche piattaforme digitali che consentono la gestione attiva del contratto.
Il servizio online attraverso strumenti informatici avanzati è offerto da veri esperti del settore energia. Non occorre, quindi, che gli Energy Manager seguano in prima persona il mercato per pervenire alla struttura definitiva del proprio portafoglio energetico.
Un buon ottimizzatore online integrato nella strategia di energy portfolio management consentirà di ottenere il meglio da un contratto di fornitura a prezzo variabile con fixing, cogliendo in autonomia le condizioni di mercato ritenute economicamente più convenienti.
Inizia un nuovo anno: vediamo quali sono i temi caldi di questo primo trimestre del 2021. All’inizio del 2021 osserveremo la naturale evoluzione di alcuni grandi temi che hanno...
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Inizia un nuovo anno: vediamo quali sono i temi caldi di questo primo trimestre del 2021.
All’inizio del 2021 osserveremo la naturale evoluzione di alcuni grandi temi che hanno caratterizzato l’anno appena passato ed in particolare gli ultimi due-tre mesi.
Dopo un periodo festivo decisamente singolare, fra lockdown, distanziamento e divieti alla libera circolazione, uno degli argomenti più di attualità resta senza dubbio lo svolgersi della campagna di vaccinazione legata al COVID-19 e l’effetto di quest’ultima, insieme alle misure di limitazione agli spostamenti, sulla curva dei contagi. Pur essendo ancora troppo presto per giudicare l’efficacia della campagna di vaccinazione, iniziata già in dicembre, cresce l’ottimismo sui mercati, soprattutto quelli azionari, che continuano ad apprezzarsi nonostante le condizioni poco incoraggianti dell’economia “reale”.
Anche i mercati energetici, dal petrolio al gas naturale e all’energia elettrica, di riflesso, sembrano beneficiare di questo mood positivo. Tuttavia, le ragioni dei rialzi recenti sono da ricercarsi anche in diversi altri fattori che hanno avuto, e continueranno ad avere, un forte impatto sui prezzi del comparto energy in Europa.
Come abbiamo spiegato anche nell’articolo investimenti LNG e conseguenze a lungo termine, uno dei fattori scatenanti del rally dei prezzi del gas di fine 2020 sono state le temperature asiatiche che, più rigide della norma, hanno comportato un violento aumento della domanda di gas, in particolare di LNG. I prezzi del gas in Giappone e Corea sono saliti al punto da attrarre buona parte delle navi di LNG disponibili, causando un minor afflusso di navi in Europa fra novembre e (in particolar modo) dicembre.
Questo tema di fine anno potrebbe protrarsi anche per i primi mesi del 2021, almeno fino ad una distensione della tensione in area asiatica che avverrà in concomitanza con l’arrivo di temperature più miti.
Anche per quanto riguarda l’energia elettrica il quadro di questo primo trimestre risulta complesso e legato a diversi fattori contingenti che incidono sia sui temi fondamentali che sull’attitudine degli operatori. In particolar modo, a causa dell’implementazione delle misure di contenimento della pandemia di Covid, un fattore determinante riguarda la situazione del parco di generazione nucleare francese.
Le manutenzioni delle centrali, ritardate durante l’anno scorso proprio a causa dei diversi lockdown, potrebbero incidere sulla disponibilità dell’output nucleare proprio in questi primi mesi dell’anno, quando temperature particolarmente rigide potrebbero causare un aumento consistente della domanda di energia elettrica.
Ad aggravare la situazione nucleare francese, inoltre, si aggiungono le agitazioni sindacali dei lavoratori delle centrali a seguito del piano di ristrutturazione del colosso nazionale EDF che prevederebbe una massiva campagna di licenziamenti.
Anche il prezzo della CO2, che ha risentito dell’ondata di positività dei mercati finanziari di fine anno, incide sulle dinamiche dei prezzi dell’energia elettrica, supportando i prezzi in una situazione di tensione generale.
Molti dei temi di attualità di questo inizio anno, dunque, sono legati al meteo e alle condizioni metereologiche, che saranno da monitorare almeno fino all’arrivo della primavera.
Anche la disponibilità di vento, e dunque di produzione rinnovabile, è un tema di questo primo trimestre. Infatti, proprio fra gennaio e marzo, tendenzialmente, la produzione eolica raggiunge il picco stagionale, in particolar modo in Germania. Qualora questa fosse in linea con le aspettative, potrebbe parzialmente sopperire alla scarsità di energia nucleare prevista in Francia, ma qualora non lo fosse, ovviamente, comporterebbe ulteriori tensioni sui prezzi spot dell’energia elettrica.
In generale, sia il sistema gas che il sistema elettrico europei presentano una riserva di flessibilità ed una capacità di adattamento alle contingenze molto più limitata rispetto all’anno scorso e il fattore meteo, nel caso in cui si presentino temperature particolarmente rigide, potrebbe portare ad un ulteriore salita dei prezzi futures, già apprezzatisi nell’ultimo trimestre proprio di riflesso al potenziale rischio insistente sulla seconda parte dell’inverno. Attenzione dunque al termometro e buon anno!
Il mese di dicembre ha visto un fermo recupero dei prezzi delle commodities e del mercato elettrico europeo, sostenuto dal rialzo di CO2, carbone e gas. Le quotazioni del Cal21...
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Il mese di dicembre ha visto un fermo recupero dei prezzi delle commodities e del mercato elettrico europeo, sostenuto dal rialzo di CO2, carbone e gas. Le quotazioni del Cal21 PSV sono passate da un valore medio a novembre di poco superiore a 14 €/MWh a un consuntivo prossimo a 16 €/MWh a dicembre, guadagnando quindi più del 10% su base mensile, mentre il prezzo elettrico forward Cal21 BL da una media per novembre di poco superiore a 47.5 €/MWh si è portato in prossimità dei 54 €/MWh in media a dicembre. Il gas europeo e, a cascata, quello italiano hanno beneficiato del forte recupero del mercato mondiale del GNL. Problemi in diversi siti di produzione e ritardi nei trasporti legati a congestioni nel canale di Panama e al conseguente cambiamento delle rotte dagli Stati Uniti verso l’Asia (via capo di Buona Speranza e canale di Suez) si sono combinati con la ripresa della domanda asiatica (grazie al fermo recupero dell’economia cinese, a previsioni di temperature inferiori alla norma e all’annuncio di una massiccia riduzione dell’uso del carbone per produzione termoelettrica in Sud Corea). Il rialzo dei prezzi forward gas, unito a quello del carbone e della CO2, si è riverberato sui prezzi forward elettrici.
Come avrai capito dal titolo questo articolo cerca di fare chiarezza sul gap tra i costi dell’energia verde e quelli dell’energia nera. Attribuire un colore, serve a rendere...
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Come avrai capito dal titolo questo articolo cerca di fare chiarezza sul gap tra i costi dell’energia verde e quelli dell’energia nera. Attribuire un colore, serve a rendere chiara la differenza della provenienza dell’energia.
Non a voler qualificare l’energia verde come positiva e quella nera come negativa. Per il momento sono necessarie entrambe, anche se come sappiamo è importante che una transizione energetica avvenga in tempi brevi. Ma cosa ostacola il passaggio all’energia green? E soprattutto perché costa di più dell’energia proveniente da fonti non rinnovabili?
L’energia verde è quella che proviene da Fonti Energetiche Rinnovabili dette anche FER (fotovoltaico, eolico, solare, etc.) mentre definiamo energia nera, quella che rilascia Co2 (fonti fossili, gas, petrolio, nucleare, etc.). Come abbiamo detto nel precedente articolo: “Greenwashing: come capire se un fornitore è realmente green?” lo storico gap tra il costo dell’energia verde e quello dell’energia nera sta diminuendo anno dopo anno.
I dati dello studio di Greenpeace mostrano che tra il 2009 e il 2015 i costi di produzione dell’eolico sono scesi dell’80%, mentre per il solare la diminuzione è stata del 40% su base mondiale.
Inoltre, prendendo in considerazione i dati Terna, il gestore della rete elettrica nazionale, il 36% dei consumi di energia elettrica di settembre 2020 derivano da rinnovabile.
Un dato che mostra una domanda in crescita, anche se non vertiginosa, tenendo conto che lo scorso anno nello stesso periodo ci si aggirava attorno al 33%.
C’è da riconoscere il merito dello sforzo fatto fino ad ora, sia per quanto riguarda imprese che consumatori, nel porre sempre più maggiore attenzione alla provenienza delle fonti di energia.
Ma un ruolo fondamentale lo hanno giocato anche le istituzioni politiche e le varie associazioni, sia nazionali che europee, nel cercare di sensibilizzare l’opinione pubblica sull’importanza di seguire una roadmap comune per poter realizzare la transazione energetica.
L’anno scorso, il costo dell’energia generata dal sole in tutto il mondo è sceso del 17%, per quanto riguarda l’eolica onshore i costi sono diminuiti del 18%, e i costi dell’energia eolica offshore sono diminuiti del 28%. Questi sono alcuni dati citati nello studio della Finnish Lappeenranta University of Technology, commissionato da Greenpeace.
“Non ci possono essere più scuse”, ammonisce Tobias Austrup, energy expert per Greenpeace, “la protezione del clima ha sempre più senso dal punto di vista economico, in tutti i paesi del G20, poiché l’energia rinnovabile diventa più economica del carbone sporco e del nucleare”.
Sapendo che i costi dell’energia green stanno calando e che i nuovi impianti riescono ad immagazzinare e produrre quantità sempre maggiori di energia, ci si domanda: perché l’energia proveniente da fonti rinnovabili ancora oggi stenta ad essere quella più diffusa sul mercato?
I costi dell’energia pulita sono più alti in confronto alle fonti fossili per ragioni differenti. Una delle principali è l’intermittenza della produzione. La forza del vento o il calore del sole non sono costanti, nel senso che non offrono un apporto identico di energia durante tutto l’arco dell’anno.
Motivo per cui la produzione di energia green non può essere programmabile perché strettamente dipendente dalle condizioni metereologiche.
Quindi, per poter immagazzinare la componente energetica, gli impianti necessitano di batterie e sistemi di backup, che consentono di accumulare l’energia prodotta. Però questi impianti hanno un costo molto elevato, che si va ad aggiungere alle spese necessarie per l’adeguamento del sistema elettrico e ai costi di trasporto di energia green.
Oltre a questi elementi, ad incidere sul prezzo finale, c’è anche la minore densità prodotta dalle fonti rinnovabili. Difatti le fonti non rinnovabili hanno una densità energetica centinaia di volte superiore rispetto alle fonti rinnovabili. Ciò significa che per stoccare l’energia verde, occorrono impianti più spaziosi. Un fattore che necessariamente incide anche sul costo finale.
Come abbiamo visto, ci sono dei fattori che ad oggi pesano sul prezzo dell’energia green, anche se i costi stanno decrescendo.
Ci si domanda a questo punto, quali potranno essere i tempi necessari perché avvenga una transizione energetica? Proprio su questo quesito si formano due fronti: uno ottimista e uno più pessimista. Secondo lo studio The power to change: Solar and Wind Cost Reduction Potential to 2025 condotto da IRENA (Agenzia internazionale per le energie rinnovabili):
la “riduzione dei costi sarà guidata dalle crescenti economie di scala, da supply chain sempre più competitive e da una serie di miglioramenti tecnologici che consentiranno un aumento della capacità e una riduzione dei costi di installazione.”
Nello studio sono presenti alcune previsioni riguardo i costi dell’energia green: entro il 2025 potranno diminuire i costi per l’eolico a terra del 26% e del 35% per l’eolico in mare (offshore), del 43% per il solare a concentrazione e del 59% per il fotovoltaico. Il costo medio globale dell’elettricità da fotovoltaico ed eolico onshore, si legge, nel 2025 sarà di 5-6 centesimi di dollaro per chilowattora.
“In anni recenti abbiamo già visto riduzioni drammatiche dei costi di solare ed eolico”,
Afferma il direttore generale di Irena, Adnan Z. Amin.
“Questo rapporto mostra che i prezzi continueranno a scendere, grazie a diversi driver tecnologici e di mercato. Solare ed eolico sono già le fonti più economiche per nuove installazioni in molti mercati mondiali; l’ulteriore riduzione dei costi amplierà questo trend e spingerà il passaggio dalle fonti fossili alle rinnovabili”
Secondo Amin, i prezzi non costituiscono più una “barriera” alla svolta verso le energie green.
Ciò nonostante, ci sono altre voci che si distaccano dal coro, come scritto da Raffaele Perfetto in un articolo pubblicato sul Sole24ore:
“Sembra che il mondo si divida tra chi vuole la transizione come una rivoluzione e chi preferisce un’evoluzione.”
L’articolo pone l’attenzione sullo studio dell’Oxford Institute for Energy Studies, in cui viene spiegato perché le sole energie rinnovabili non possono rappresentare l’unica soluzione:
“Nel 2018 il vento e il solare hanno prodotto 1.850 TWh (Terawatt all’ora). “I loro tassi di crescita annua della capacità erano di circa 270 TWh all’anno: ci sarebbero voluti più di 180 anni per arrivare a 50.000 TWh all’anno, equivalenti a circa il 50% del mercato energetico del 2050 (100.000 TWH / anno).”
Il rapporto dimostra che anche se il tasso di investimento triplicasse per le energie rinnovabili (a 1 trilione di dollari l’anno), ci vorranno “ancora 55 anni perché l’energia eolica e solare raggiunga il 50% del mix energetico globale.”
Il dibattito resta aperto. Certamente la transizione energetica è necessaria, ed è importante che avvenga il prima possibile. Ma non ci si dimentichi del peso economico che questo cambiamento porta con sé.
Certamente non sarà solo il progresso tecnologico, le politiche nazionali e sovranazionali a fare la differenza sui tempi.
La transazione energetica è una diretta conseguenza anche della maggiore consapevolezza e delle scelte sia degli industriali che dei cittadini.
Da ormai 20 anni è iniziato il percorso dell’Unione Europea verso lo sviluppo e l’incremento del parco di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Ma qual è la...
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Da ormai 20 anni è iniziato il percorso dell’Unione Europea verso lo sviluppo e l’incremento del parco di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Ma qual è la situazione ad oggi e come l’incidenza della produzione rinnovabile ha modificato (e modificherà) le dinamiche della generazione elettrica in Europa?
Guardando ai dati (la cui fonte sono i TSO nazionali) della produzione elettrica del 2019 di alcuni fra i principali paesi europei (Italia – Francia – Germania – Spagna), si possono capire alcuni elementi fondamentali che caratterizzano i diversi mercati e le dinamiche che si riscontrano sui prezzi.
Italia: la fonte prevalente per la produzione elettrica è il gas naturale (oltre il 45%), le rinnovabili e l’idroelettrico producono quasi il 40% dell’energia totale e il carbone ha un ruolo limitato a meno del 10%.
Francia: oltre il 70% è prodotto dal nucleare, rinnovabili e idroelettrico cubano quasi il 20%, mentre il rimanente è prodotto da gas o altri combustibili.
Germania: oltre il 40% è stato prodotto da rinnovabili e idroelettrico, il carbone ha il ruolo di fonte fossile primaria (quasi il 35%), poi nucleare e gas.
Spagna: rinnovabili e idroelettrico coprono quasi il 40% del totale, seguite da gas (oltre il 30%) e nucleare (poco più del 20%), mentre il carbone e altri combustibili hanno un ruolo marginale.
Dai grafici qui sopra possiamo notare come la quota di produzione elettrica da fonti rinnovabili sia rilevante (vicino al 40%) in tutti i Paesi considerati, eccezion fatta per la Francia, dove le politiche nazionali volte a massimizzare i profitti del nucleare non hanno ancora permesso alla quota verde di oltrepassare il 20%.
In un parco di generazione così ricco di fonti rinnovabili non programmabili (in particolare fotovoltaico ed eolico), però, non è possibile ipotizzare, nel breve periodo, una completa dismissione delle centrali a combustibile tradizionale.
A causa della non programmabilità e della frequente oscillazione dell’output rinnovabile, infatti, è necessario affiancare alle rinnovabili delle centrali di produzione programmabili e flessibili, per sopperire alla domanda nei momenti in cui il sole o il vento non fossero disponibili. Proprio per questo motivo, il gas naturale risulta essere la fonte di generazione termoelettrica preferibile, sia per la maggiore flessibilità che offre rispetto ad esempio al carbone, sia per la minor quantità di emissioni prodotte nel processo di combustione.
L’elevata quota di rinnovabili nel mix di generazione, oltre a necessitare di risorse flessibili ad integrazione, ha altri risvolti meno evidenti. Se con gas e carbone l’impatto del fattore meteo è poco rilevante rispetto alla produzione, con le rinnovabili questo assume una importanza cruciale. Sole o nuvole, vento forte o leggero, pioggia o siccità.
Questi elementi diventano più importanti con il progredire della penetrazione delle rinnovabili nel mix di produzione elettrica e per questo motivo il fattore meteo entra ancor più prepotentemente fra gli elementi che determinano i prezzi nel breve termine.
La spinta green dell’Unione Europea ha visto diversi paesi, prima fra tutti la Germania, pianificare una uscita imminente dalla produzione elettrica da carbone/lignite (combustibili particolarmente nocivi dal punto di vista delle emissioni) e l’Italia stessa ha dichiarato il medesimo obiettivo, pianificando la riconversione di alcune grosse centrali a carbone per sfruttare come combustibile il gas naturale.
Gli investimenti in rinnovabili sono stati pianificati e sostenuti nel tempo per poter sopperire in buona parte a questa futura minore produzione da fonti fossili e per consentire la riduzione delle emissioni, in particolare di CO2, in accordo anche agli obiettivi dell’EU al 2030.
Negli ultimi anni gli incentivi alle rinnovabili, dapprima implementati dai governi dei diversi paesi attraverso forme di sostegno dei ricavi della vendita dell’energia prodotta, sono stati sostituiti progressivamente da incentivi indiretti, più concentrati sul disincentivo economico delle fonti fossili più inquinanti (il sostegno ai prezzi della CO2 ne è un esempio). L’obiettivo è la grid parity, ovvero la convenienza economica di investimenti in rinnovabili senza necessità di un supporto governativo per garantirne l’appetibilità e questo traguardo sembra sempre più vicino.
La spinta verso l’energia pulita, però, non è solo un impulso che proviene dalle politiche europee o nazionali, ma sta diventando negli ultimi anni un bisogno espresso da molti consumatori. La maggior sensibilità al tema del futuro sostenibile ha fatto sì che una quota sempre più rilevante di clienti, sia civili che industriali, richieda specificatamente contratti di fornitura con certificazione della provenienza rinnovabile dell’energia.
Chi non ha la possibilità di installare fisicamente pannelli fotovoltaici o pale eoliche per autoprodurre l’energia rinnovabile di cui ha bisogno, infatti, può richiedere al proprio fornitore di acquistare energia prodotta al 100% da fonti rinnovabili, la cui certificazione è costituita dalle garanzie d’origine, ovvero delle “etichette” che assicurano la provenienza dell’energia da uno specifico impianto rinnovabile.
Il futuro appare, dunque, sempre più sospinto verso l’energia pulita, le scelte sostenibili, l’efficienza energetica e l’attenzione all’ambiente. Anche se non potremo fare a meno di tecnologie convenzionali nel breve termine, assisteremo nei prossimi 10-20 anni all’evoluzione del mix energetico, allo sviluppo di sistemi di stoccaggio dell’energia rinnovabile e all’introduzione di nuove tecnologie a minor impatto ambientale come l’idrogeno.
In Italia la chiamiamo “sostenibilità”, ma conviene utilizzare il termine inglese “sustainability” perché esprime un concetto essenziale, una necessità imprescindibile che non ha...
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In Italia la chiamiamo “sostenibilità”, ma conviene utilizzare il termine inglese “sustainability” perché esprime un concetto essenziale, una necessità imprescindibile che non ha confini e di cui si parla in tutto il mondo.
Sulla spinta di un’informazione ormai capillare sul tema, la sensibilità verso le soluzioni più rispettose dell’ambiente si moltiplicano a tutti i livelli. I consumatori preferiscono con sempre maggior frequenza prodotti e marchi green, tenendo in grande considerazione le iniziative di responsabilità sociale delle aziende.
Se parliamo di energia il concetto di sustainability risulta amplificato. Da qualche anno è iniziata una vera e propria “transizione energetica” che porterà, secondo le intenzioni dell’Unione Europea il PNIEC.
Aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili, a svantaggio di quella tradizionale da fonti fossili, è ancora solo un’opzione, ma presto diventerà un vero dovere. Conviene portarsi avanti.
Tuttavia, come fare a scegliere, in fase di gara, un’utility o una multiutility con un mix di energia che premi le forti rinnovabili?
Come può un Energy Manager conoscere e comparare le percentuali del mix, averne certezza e sfruttare a vantaggio dell’azienda la scelta fatta?
Quali sono i vantaggi di scegliere un energy green, oltre la comunicazione ? E come la green energy incide sul prezzo della fornitura?
I dubbi sull’argomento, effettivamente, sono tanti. La green energy è un campo relativamente recente anche per chi opera da tanto tempo nel mercato delle materie prime.
Pertanto, di risposte certe se ne trovano poche e tutte avvolte dalla fitta nebbia del “non detto”. Tutte, a parte una: Yem marketplace, il tool digitale di YEM che aiuta gli utenti nella scelta della giusta fornitura, tenendo conto, oggi, anche degli aspetti green.
Le spinte verso le scelte di sustainability arrivano indistintamente dall’alto, delle Istituzioni, e dal basso, dal mercato. Soprattutto ora che il Covid19 ha distrutto la quotidianità, gli obiettivi e le speranze di milioni di persone e aziende nel mondo, come una gigantesca colata di lava.
Ma anche su un suolo apparentemente inerte c’è vita, infatti, poco dopo, le ginestre spuntano sulle pendici dei vulcani. Allo stesso modo, l’Unione Europea intende risorgere attraverso una politica incentrata proprio sull’ambiente: economia circolare e fonti rinnovabili traineranno il nuovo sviluppo finanziario.
Il Green Deal Europeo varato nel novembre 2019 a Bruxelles e il piano di sostengono: l’attuale strategia europea per la ripresa, rispondono al movimento globale ecologista che ha animato i consumatori in tutto il mondo.
Alla luce di questi elementi, perseverare con la scelta di energia esclusivamente da fonti fossili risulta:
-poco lungimirante;
-distante dal mercato e dalle linee guida europee;
-sintomo di una staticità strategica aziendale che fa a botte con il concetto di competitività.
Organizzare una gara green, al contrario, ha un impatto enorme dal punto di vista della comunicazione aziendale. Le fonti rinnovabili producono una materia prima un po’ più costosa, in verità, ma assumersi la responsabilità sociale e farlo sapere al proprio pubblico migliora la propria brand reputation. Il bilancio economico rimane comunque positivo.
In estrema sintesi, organizzare una gara green può portare a grandi vantaggi!
Fatta la scelta di orientarsi su un fornitore green, l’Energy Manager può trovare la risposta ai suoi numerosi dubbi e/o difficoltà (elencati nel primo paragrafo) affidandosi alla piattaforma digitale YEM.
Capace di gestire in pochi click una gara per un contratto realmente su misura, il tool YEM marketplace da gennaio si tinge di verde.
Trovare un fornitore affidabile e solido nella giungla degli oltre 500 operatori attivi in Italia è impresa ardua senza il supporto del digitale; a maggior ragione lo è se si cerca anche un fornitore con “orientamento green dimostrabile”. Chi garantisce all’Energy Manager la veridicità delle affermazioni del fornitore?
E se dichiarare l’approvvigionamento di materia prima da fonti rinnovabili fosse solo un richiamo per allodole? Ebbene, YEM risolve il dilemma attraverso la nuova funzionalità dello strumento: la classifica dei fornitori green.
Grazie a YEM marketplace diventa semplice confrontare i fornitori green e le loro percentuali di fuel mix. Ma non solo. Infatti, è anche possibile vedere se negli ultimi anni il fornitore ha aumentato la percentuale green, premiando una reale policy green dei fornitori.
La soluzione YEM Marketplace, già di per sé unica sul mercato, si rivela ancora più completa ed efficiente, grazie al suo orientamento sui bisogni dei propri utenti e sulla sustainability.
Che cosa è il greenwashing? Per greenwashing si intende ecologismo di facciata, ovvero: "costruire un'immagine di sé ingannevolmente positiva sotto il profilo dell'impatto...
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Per greenwashing si intende ecologismo di facciata, ovvero: "costruire un'immagine di sé ingannevolmente positiva sotto il profilo dell'impatto ambientale."
Il termine deriva da un neologismo inglese e sta ad indicare un fenomeno che riguarda imprese, organizzazioni ed anche enti pubblici. Chiunque si dica ecosostenibile per ottenere maggior profitto, nascondendo la realtà dei fatti: ovvero che la propria attività possa compromettere l'ambiente.
L’attuale obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra fissato dall’UE per il 2030 è del 60% rispetto ai livelli registrati nel 1990.
Da quando la salvaguardia dell’ambiente è diventata una priorità sulle agende globali, sia consumatori che imprese hanno iniziato a domandarsi: quanto inquinanti siano i prodotti messi in commercio?
Questo è accaduto anche per quanto riguarda il mondo dell’energia. Oggi è una rarità navigare sul Web, imbattersi in pubblicità o siti web di fornitori di energia, senza trovare nessun riferimento all’energia ecosostenibile, la "green power". Ma dietro la strategia di mostrare “il pollice verde più grande che ci sia”, cosa si nasconde?
Ad oggi il vero problema sta nella difficoltà di comprendere quanto grande sia la portata del fenomeno. Nel caso dei fornitori di energia, esiste la possibilità di acquisire delle certificazioni che attestino la provenienza del prodotto erogato, come la Garanzia d’origine (o Go) rilasciata dal GSE, il Gestore Servizi energetici. Quest’ultima nasce con lo scopo di incentivare la produzione di energia proveniente da fonti rinnovabili.
Ma nella realtà dei fatti, la direttiva 2009/28/CE consente ai fornitori di proporre anche offerte di energia non provenienti da fonti rinnovabili, oppure offerte di energia che sono green solo in minima percentuale. Infatti sono tanti i casi in cui i fornitori sfruttano questi certificati per “ripulire” volumi di energia erogata da fonti fossili.
Il gap tra il costo dell'energia verde e quella proveniente da fonti non rinnovabili sta diminuendo, come riportato nello studio di Greenpeace. Basta pensare che tra il 2009 e il 2015 i costi di produzione dell’eolico sono scesi dell’80%, mentre per il solare la diminuzione si è attestata al 40% su base mondiale.
Eppure l'energia "nera", quella che rilascia emissioni di Co2, viene ancora molto venduta. Il motivo è semplice: per produrla occorrono minori investimenti in tecnologia e processi, di conseguenza ha un costo di mercato inferiore. Però un costo di cui bisogna considerare anche le esternalità negative: l'energia nera è nociva per il pianeta terra.
Quindi la sola garanzia di origine spesso è come un lascia passare per la vendita di energia “nera” confusa per “proveniente da fonti rinnovabili”. Questo a discapito degli sforzi compiuti in Italia negli ultimi anni. Secondo il più recente rapporto fornito dal GSE sulle fonti rinnovabili in Italia e in Europa del 2018, il 17% di energia consumata nel nostro Paese, proviene da fonti di energia rinnovabili dette FER. Un risultato poco distante dalla media UE: intorno al 18%.
Ma ciò non è ancora sufficiente, per realizzare davvero “Il Green new deal”, ovvero la tabella di marcia che dovrebbe portare l'Europa a raggiungere la neutralità climatica entro il 2050.
Per perseguire questo risultato saranno necessari maggiore trasparenza da parte dei fornitori riguardo le offerte Green e maggiore attenzione da parte degli industriali nel seguire politiche aziendali ecosostenibili.
Un modo esiste, come previsto dal GSE: i fornitori di energia sono tenuti a rendere pubblici i dati relativi ai “Fuel mix”. Cioè sui volumi di energia venduti, quanti di questi in percentuale sono provenienti da fonti rinnovabili e quanti no.
Queste informazioni sono presenti nella fatturazione e sui portali Web dei fornitori, anche se bene camuffate.
Accertarsi di questo dato, consente agli industriali di sapere se il fornitore a cui ci si rivolge è realmente green e in quanta percentuale l’energia acquistata proviene da fonti rinnovabili.
Una soluzione viene dal digitale: oggi per chi si occupa di energy management è possibile affidarsi a strumenti che permettono di visionare e confrontare i Fuel mix (e anche l'evoluzione di essi) di ogni fornitore, così diventa più semplice non cadere nel tranello di chi è green, ma solo a parole.
Cercare una nuova fornitura di gas ed energia elettrica non può prescindere dall’impatto che il Covid19 ha sul business e sulla percezione profonda della vita da parte di ogni...
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Cercare una nuova fornitura di gas ed energia elettrica non può prescindere dall’impatto che il Covid19 ha sul business e sulla percezione profonda della vita da parte di ogni singolo individuo.
I due ambiti potrebbero sembrare lontani anni luce l’uno dall’altro, se non fosse per l’ovvia realtà che oggi molte aziende hanno una minore disponibilità economica a causa della pandemia, dunque devono tentare di risparmiare su tutto, anche sulle scelte energetiche.
La necessità di tagliare i costi però non è una novità, mentre altri aspetti del tutto nuovi, dovrebbero allertare ogni attento energy manager e spingerlo verso valutazioni molto più contemporanee e lungimiranti.
In particolare, le attuali scelte energetiche devono tenere conto:
• delle difficoltà finanziarie e dei probabili fallimenti di tanti player del settore energia a causa del Covid-19;
• delle probabili e grandi opportunità date dalla fluttuazione dei prezzi delle materie prime;
• della tendenza/necessità di green energy;
• del digitale, che ha cambiato il modo di relazionarsi con il mondo e di lavorare.
Queste quattro circostanze sono divenute veri e propri driver nelle scelte energetiche aziendali: tenerne conto contribuisce a raggiungere il massimo livello di risparmio sulle forniture. Vediamo perché.
Il prossimo primo gennaio 2021 le aziende di medie e piccole dimensioni dovranno passare necessariamente al libero mercato energetico. Ad attendere la data con interesse vi sono 723 fornitori che operano sul mercato italiano. Un vero esercito di player che cresce da anni, in vista di questa scadenza, tra i quali vi sono anche veri campioni di pratiche scorrette e truffaldine.
Il tema è sotto la lente delle istituzioni, anche perché l’elenco dei venditori previsto per legge (EVE) non è mai stato pubblicato (fonte Senato.it).
Tra le fila degli operatori, inoltre, ve ne sono di solidi e strutturati, ma anche di fragili e potenzialmente fallimentari. Si tratta di aziende che non sono in grado di assicurare un buon livello di servizi né la propria solidità finanziaria, e che per vendere energia puntano solo sul prezzo.
Il Covid, che ha colpito duramente tutte le aziende, non può che aver ulteriormente messo in difficoltà questi player, ai quali non è davvero il caso di affidarsi.
Le crisi amplificano le fluttuazioni di prezzo delle materie prime. Durante il primo lockdown i prezzi dell’energia elettrica e del gas sono precipitati, a causa della flessione inaspettata della domanda. Le aziende che in quel periodo hanno contrattualizzato una fornitura per gli anni futuri si sono assicurati materia energetica a prezzi molto bassi.
Il Covid ha cambiato radicalmente l’economia e ha messo tutti di fronte al concetto di imprevisto. Sono tante le ragioni che possono far fluttuare i prezzi del gas e dell’energia elettrica: vale la pena cogliere le opportunità di risparmio quando si presentano.
Green energy, fonti rinnovabili, sostenibilità, decarbonizzazione, economia circolare…questi sono i concetti sui quali si fonda la strategia di ripresa economica a livello europeo.
L’incalcolabile danno provocato dalla pandemia ha acceso il faro sulle problematiche ambientali e oggi nessuna azienda può permettersi di rimanere insensibile al tema. Dal punto di vista delle scelte energetiche, ciò equivale a preferire i fornitori di energia elettrica che spingono maggiormente verso fonti energetiche più green.
Contribuire anzitempo al raggiungimento degli obiettivi europei di decarbonizzazione (fonti EC.Europa.eu, Parlamento Europeo ) è un impegno che si traduce facilmente in maggiori guadagni: i consumatori, infatti, gradiscono molto le assunzioni di responsabilità sociale e orientano di conseguenza le proprie scelte d’acquisto.
Guardando all’Italia intera, l’alfabetizzazione digitale è indiscutibilmente aumentata e il “digital divide” si sta riducendo. Anche queste sono conseguenze inaspettate del Covid.
Il massiccio ricorso allo smart working e alla didattica a distanza hanno sdoganato l’uso del digitale in ogni circostanza.
Anche l’Energy manager può avvantaggiarsi attraverso l’utilizzo di una piattaforma digitale che consenta:
- di scegliere il giusto fornitore in pochi click, scongiurando il pericolo di incappare in scelte fallimentari e/o pericolose;
- di gestire un contratto a prezzo variabile, senza dover ricorrere a un consulente esterno.
Il Coronavirus ha provocato un disastro dal punto di vista sanitario ed economico, ma sta creando una nuova normalità fatta di occasioni da cogliere e ambiti di business da esplorare. Per le scelte energetiche servirà una visione ancora più ampia e un buon supporto digitale che ne semplifichi l’interpretazione.
Dopo i minimi marcati a inizio mese sia dal mercato future gas che elettrico, le quotazioni del Cal21 PSV hanno avuto un andamento sostanzialmente laterale, con il recupero degli...
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Dopo i minimi marcati a inizio mese sia dal mercato future gas che elettrico, le quotazioni del Cal21 PSV hanno avuto un andamento sostanzialmente laterale, con il recupero degli ultimi giorni che porta ad un bilancio per il mese modestamente positivo (+3% da fine ottobre). Il Cal21 Power Italia ha messo a segno un recupero del 8% leggermente più significativo del PSV, aiutato dal fermo recupero della CO2. I mercati finanziari, a cui la CO2 è strettamente correlata, hanno infatti iniziato a scontare un ritorno alla normalità e una conseguente ripresa della domanda in tempi più brevi di quanto precedentemente atteso, dopo gli ottimistici annunci di Pfizer e Moderna sul vaccino. Sul mercato gas, più legato a dinamiche fisiche soprattutto nei mesi invernali, hanno invece pesato, limitando lo spazio al rialzo, la riduzione della tensione sull’offerta in Europa, grazie alla normalizzazione dei flussi dalla Norvegia e all’incremento degli arrivi di GNL (+40% rispetto a ottobre), oltre a temperature superiori alla media stagionale e livelli delle scorte ancora in prossimità dei massimi.
Se il 2020 è stato un anno sotto molti (troppi) aspetti turbolento, il 2021, almeno per quanto riguarda il mercato della CO2 e, a cascata, quelli di power e gas europei, sembra...
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Se il 2020 è stato un anno sotto molti (troppi) aspetti turbolento, il 2021, almeno per quanto riguarda il mercato della CO2 e, a cascata, quelli di power e gas europei, sembra prospettarsi altrettanto impegnativo.
Dopo la proposta della presidente della Commissione Europea Ursula Von Der Leyen che durante l’estate ha spinto l’ormai noto Green Deal per l’innalzamento dei target di riduzione delle emissioni al 2030, nel mese di ottobre il Parlamento Europeo ha iniziato l’iter burocratico di votazioni, modifiche e approvazioni che dovrebbe portare entro il 2030 il target di riduzione delle emissioni di gas serra (inclusa quindi la CO2) dall’attuale 40% al 60% rispetto ai valori del 1990.
Ancora non è stata ratificata la legge europea di approvazione di questo nuovo target, ma tutto sembra indicare che il -60% sia l’obiettivo generalmente condiviso dai Paesi Europei, con l’eccezione di Polonia e Slovacchia, i quali hanno richiesto alcune modifiche al testo originale.
Se questo target dovesse essere definitivamente approvato, i Paesi Europei dovranno fare sforzi importanti per diminuire le emissioni, non escludendo anche l’introduzione di un prezzo minimo per la CO2 che sia, da un lato, sufficientemente alto da spingere i soggetti emittenti a compiere investimenti, ma, dall’altro, che non spinga le industrie europee verso la delocalizzazione in Paesi extra EU.
Inoltre, la riduzione di emissioni verrà probabilmente estesa anche a settori che ad oggi non sono soggetti, come i trasporti marittimi e terrestri (i trasporti aerei sono già soggetti all’obbligo).
Se la Legge Europea sul clima porterà degli effetti di mercato nel medio-lungo termine, non escludendo rialzi psicologici e speculativi nel breve termine, di più immediato impatto sono il tema Brexit e la fase 4 del sistema ETS.
Sono ancora in una zona grigia molti aspetti legati alla Brexit, fra cui anche le modalità di gestione delle emissioni di UK che al 31/12/2020 uscirà definitivamente dal sistema ETS europeo.
Nonostante le dichiarate intenzioni dei britannici di voler costituire un sistema ETS UK allineato con quello europeo, ancora è incerta la situazione che si verificherà a partire dal 1° gennaio. Se UK non fosse pronta per avviare il proprio mercato ETS, armonizzandolo con quello europeo, potrebbe essere introdotta una carbon tax che porterebbe con sé un forte disallineamento dei prezzi fra UK e continente.
È di questi giorni la notizia che la Commissione Europea ha pubblicato le quote di emissioni che verranno sottratte dal mercato ETS europeo (come riserva del meccanismo MSR) nel 2021, includendo nei calcoli fatti per la valutazione della riserva anche il nuovo assetto del sistema senza UK. In ogni caso si attende una decisione da parte di UK riguardo l’armonizzazione dei due sistemi per valutarne le conseguenze sul sistema europeo.
Da gennaio, inoltre, si entra nella cosiddetta FASE 4 del sistema ETS europeo, la quale prevede, fra le altre cose, l’incremento del fattore lineare di riduzione (FLR) dall’1,74% al 2,2%. In altre parole, si abbassa il tetto delle emissioni “accettabili”, nell’ottica di raggiungimento dei target europei al 2030.
Questa riduzione, decisa anni fa, era calibrata per arrivare al 2030 con una riduzione del 40% di emissioni rispetto al 1990, ma potrebbe essere soggetta ad una ulteriore modifica al rialzo, se venisse ratificato dell’EU l’accordo sul clima con il target al 60%.
Nella fase 4, inoltre, diminuiranno le quote di emissione assegnate a titolo gratuito ai soggetti industriali europei, andando a diminuire il numero di soggetti che ne potranno usufruire e obbligando, di fatto, le realtà che ne saranno escluse ad acquistare una parte consistente delle proprie quote di emissione a prezzi di mercato. Anche questo fattore potrebbe portare ad un aumento di domanda con conseguente impatto rialzista sui prezzi.
Infine, nel 2021 è prevista una revisione del sistema di Market Stability Reserve, ovvero del sistema di sottrazione di quote di emissione dal mercato per diminuire l’offerta e spingere i soggetti obbligati ad investire in opere di riduzione delle emissioni. È possibile che per allinearsi alla legge sul clima europea, l’MSR debba aumentare le quote da sottrarre di anno in anno, provocando ulteriore diminuzione di titoli disponibili.
La CO2 è uno degli elementi che maggiormente influenza il prezzo dell’energia elettrica e un driver importante anche in relazione al gas naturale.
A seguito degli sviluppi relativi alle tematiche sopracitate, nel 2021 potremmo assistere a sviluppi regolatori/politici di forte impatto sul mercato della CO2 e di conseguenza anche sul mercato di gas e power.
L’alta volatilità nei periodi rilevanti rispetto alle date chiave farà da contraltare ad un clima di generale attesa rialzista sui mercati. L’incognita coronavirus rende il quadro suscettibile di ulteriori incertezze, soprattutto sul lato della domanda di titoli, ma potrebbe rimanere una parentesi temporale limitata rispetto allo sviluppo dei temi regolatori di più lungo termine.
Gas Naturale liquefatto: Come abbiamo detto nell’articolo “Gas: quali sono i 3 fattori principali che incidono sul prezzo?”, del gas annualmente immesso nel sistema europeo più...
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Come abbiamo detto nell’articolo “Gas: quali sono i 3 fattori principali che incidono sul prezzo?”, del gas annualmente immesso nel sistema europeo più dell’80% è gas importato dall’estero, in parte via tubo dai paesi adiacenti (Russia, Norvegia e Nord Africa) e in parte via nave da paesi esportatori anche abbastanza lontani dall’Europa (come Qatar, USA e Nigeria).
Poiché gli ultimi anni hanno visto un incremento importante dei carichi di LNG diretti verso le coste europee, fino a pesare più del 20% del totale del gas importato, è importante comprendere i risvolti che l’approvvigionamento del gas naturale liquefatto porta con sé.
Innanzitutto, la peculiarità dell’LNG (o GNL) è la sua dimensione globale. Non si tratta più infatti di gas proveniente da paesi limitrofi, confinanti o collegati da tubo, ma di gas che viene esportato da paesi spesso geograficamente distanti.
Ciò che guida i flussi di LNG non è dunque la prossimità o il fatto di aver investito in gasdotti per garantire flussi decennali di gas, come è tipico del gas importato tradizionalmente via pipeline, ma la convenienza economica.
Se il prezzo del gas che viene pagato in Europa è sufficientemente alto da coprire il costo della materia prima, le fee di liquefazione e rigassificazione e i costi del trasporto via nave (tendenzialmente sia l’andata che il ritorno), l’LNG viene venduto in Europa. Viene dunque liquefatto nel paese esportatore, caricato su una nave metaniera che lo mantiene a pressione costante e ad una temperatura inferiore ai -160°C e trasportato a destinazione, dove verrà immesso in un impianto di rigassificazione e successivamente immesso nelle reti di trasporto europee.
Una seconda caratteristica importante dell’LNG è la sua flessibilità, sia come fonte di approvvigionamento addizionale nel momento in cui è necessario immettere maggiori quantità di gas nel sistema europeo, sia come varietà delle fonti e delle tratte di provenienza geografica.
Infatti, il gas trasportato via nave può aggirare aree di tensioni geopolitiche, assicurando così l’approvvigionamento nonostante guerre o inasprimenti di conflitti di lunga data, diversamente dal gas importato tradizionalmente via pipeline (sono negli annali le tensioni fra Russia e Ucraina che hanno spesso comportato ripercussioni sugli approvvigionamenti di gas europei provenienti da quell’area).
Altrettanto importante è l’impatto dell’LNG sulla diversificazione delle fonti di approvvigionamento e, dunque, sulla riduzione dalla storica dipendenza dell’Europa dal gas russo.
L’industria dell’LNG ha visto un exploit negli ultimi anni, non solo in Europa, come abbiamo appena detto, ma anche a livello globale. Notevoli sono stati gli sforzi, sia da parte dei paesi produttori, che hanno investito molto in impianti di liquefazione e hanno così trovato nuovi sbocchi per vendere il proprio gas, sia da parte dei paesi importatori che hanno intrapreso una massiccia opera di costruzione di infrastrutture aumentando la capacità di rigassificazione un po' su tutte le coste.
Questa nuova dimensione globale del mercato del gas, oltre agli evidenti vantaggi, porta con sé anche delle implicazioni di carattere economico e politico. Nel momento in cui la domanda di gas di un’area del globo fosse così alta da far aumentare i prezzi locali, i carichi di LNG verrebbero dirottati su quell’area, garantendo ritorni maggiori, a scapito dell’approvvigionamento di altri mercati più economici e dunque meno redditizi.
È questo spesso ciò che si verifica in alcuni periodi dell’anno e che vede coinvolte l’area asiatica (Cina, Giappone e Corea del Sud) e l’Europa. È capitato (ad esempio nell’estate del 2018), e capiterà ancora, che la domanda asiatica fosse così alta da attrarre numerosi carichi originariamente destinati al mercato europeo, drenando gas addirittura già immesso nel sistema europeo e provocando una carenza di offerta e un conseguente rialzo dei prezzi locali.
Inoltre, in un mercato più globale, anche elementi di origine geopolitica o macroeconomica lontani dai nostri confini riescono a filtrare ed avere risvolti sui prezzi del gas europeo. Se, ad esempio, si dovesse verificare un evento imprevisto che coinvolge un paese esportatore o una traiettoria di passaggio per le navi di gas, questo potrebbe provocare un impatto sui prezzi europei. Un esempio di questa dinamica è abbastanza recente, si parla del 2019, quando è stata attaccata una petroliera nello stretto di Hormuz, rotta principale delle navi di LNG che dal Qatar navigano verso i porti europei.
L’impatto dell’LNG sui mercati gas europei è dunque sempre maggiore e gli investimenti in questo ambito sono stati ingenti, fino a poco tempo fa. L’unica incognita nell’evoluzione futura dell’LNG rimane la scarsità di nuovi investimenti a causa di un’annata 2020 ricca di incognite.
Quest’anno, infatti, con l’epidemia di Covid e i prezzi del gas generalmente molto bassi, l’attrattività di nuovi investimenti è stata frenata da prospettive di ritorno più lunghe, provocando una battuta di arresto nello sviluppo di nuove infrastrutture (si parla di impianti previsti o prevedibili per i prossimi 5-10 anni).
Solo un rialzo sostanziale e sano dei prezzi e, in generale, una ripresa dell’economia convinta potrà ridare una spinta ulteriore agli investimenti per i prossimi anni.
Le tappe del viaggio dell’energia dalla produzione al consumo da parte del cliente finale, prima della liberalizzazione del mercato erano tre: generazione/trasmissione,...
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Le tappe del viaggio dell’energia dalla produzione al consumo da parte del cliente finale, prima della liberalizzazione del mercato erano tre: generazione/trasmissione, distribuzione e vendita dell’energia, ed erano sotto la responsabilità dei monopolisti statali del settore.
A partire dal 2000 con l’introduzione del mercato libero dell’energia, in Italia è stata aperta alle aziende private la possibilità di poter proporre la propria offerta, permettendo agli utenti di scegliere il proprio fornitore.
Questa apertura del mercato energetico ha favorito l’ingresso di nuovi operatori, in particolare nelle attività di generazione e vendita all’ingrosso. La vendita all’ingrosso la effettuano direttamente le società di produzione dell’energia. Invece della vendita al dettaglio con il cliente finale se ne occupano i fornitori.
La liberalizzazione del mercato energetico voluta dal decreto Bersani del 1999 era stata studiata e messa in atto con lo scopo di favorire le esigenze del cliente. Si pensava che la libera concorrenza avrebbe incitato i fornitori a migliorare la qualità dei servizi offerti.
Mentre i clienti finali avrebbero beneficiato di una più ampia offerta ed un miglior rapporto qualità prezzo. In realtà le conseguenze sono state diverse; in Italia oggi si contano più di 500 intermediari tra fornitori e rivenditori di energia, e la concorrenza si è spostata non più sul costo dell'energia, ma su di una serie di servizi aggiuntivi offerti dai fornitori in alcuni casi di scarsa utilità per il cliente.
Nonostante la ARERA nel 2011 abbia fissato dei criteri per semplificare il "linguaggio delle bollette", spesso i costi di alcuni servizi sono nascosti, rendendo per le aziende clienti più difficile la scelta di un fornitore a cui affidarsi.
Una soluzione per semplificare questo quadro complesso può venire dal digitale. Questa è stata l'intuizione di Nicolas Henn, fondatore di YEM una piattaforma digitale che consente alle aziende di confrontare offerte di fornitura energetica provenienti da fornitori affidabili.
Nella comunicazione che YEM fa ai suoi clienti, mette sempre in evidenza l’importanza di avere fornitori di qualità con un’esperienza rinomata nel mercato di riferimento: l’Italia. Di solito è facile “predicare bene e razzolare male”. YEM ha scelto la strada più dura. In che senso? YEM nasce nell’aprile 2019 e da quel momento lavora per cercare fornitori che garantiscano serietà e qualità sui servizi di fornitura di energia b2b in Italia.
La scelta di YEM è chiara fin da subito come ha sempre precisato il suo fondatore Nicolas Henn “vogliamo solo fornitori di qualità per mettere in contatto le migliori imprese italiane con i migliori fornitori gas e power attraverso il nostro YEM marketplace. P
er farlo abbiamo studiato criteri precisi. Un fornitore è considerato da YEM di qualità quando è capace di offrire diversi servizi e garanzie ai suoi clienti.” Infatti ricorda il fondatore Nicolas Henn: “Abbiamo dovuto rifiutare le offerte di molti fornitori, perché non rispettavano i nostri standard di trasparenza e qualità, per noi è importante offrire una soluzione che si distingua sul mercato, per l’eccellenza dei servizi offerti.”
Per questo in collaborazione con CERVED è stato elaborato uno score che classifica l’affidabilità finanziaria dei nostri fornitori, in modo da poter presentare una scelta di fornitori con score elevato. I parametri:
Grazie a YEM marketplace, si possono selezionare i servizi più adeguati alle esigenze aziendali e poi ricevere delle offerte personalizzate da più fornitori di qualità e scegliere la più idonea.
Per ora i fornitori sono undici, tutti di rinomata qualità, come Engie Italia, Alperia e Sorgenia. Ma La partita di YEM sul mercato italiano è solo al suo inizio, infatti il numero dei nostri partner è destinato a crescere.
Il viaggio dell’energia dalla produzione al consumo finale è diventato intricato, tante tappe quanti sono gli intermediari coinvolti. Poca trasparenza e troppe insidie. YEM marketplace sarà la bussola che ti orienta verso la scelta migliore per te.
Una piattaforma digitale innovativa, di servizi online e applicazioni specifiche, per ottimizzare i costi di energia elettrica dell'azienda. Usare una piattaforma tecnologica...
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Una piattaforma digitale innovativa, di servizi online e applicazioni specifiche, per ottimizzare i costi di energia elettrica dell'azienda. Usare una piattaforma tecnologica specializzata – anziché il lavoro di una persona – offre diversi e numerosi vantaggi per l'azienda che vuole ottimizzare i costi di energia elettrica.
I benefici di gestire queste attività attraverso soluzioni Hi-tech dedicate sono molteplici, e in questo Blog Post li illustriamo senza un ordine di priorità, perché ogni impresa può trovare più utile, conveniente e primario un elemento piuttosto che un altro.
Ecco, quindi, quali sono i principali vantaggi nell'utilizzare una piattaforma digitale per gestire e ottimizzare i costi aziendali di energia elettrica: ad esempio, la piattaforma monitora per il cliente il mercato dell'energia.
Inoltre, seleziona, attraverso speciali algoritmi, sia i possibili migliori fornitori, sia le loro migliori offerte; si occupa delle attività più standardizzate, e a minore valore aggiunto, e di quelle di analisi, elaborazione e calcolo più difficili e complesse.
In questo modo, una piattaforma digitale dedicata 'libera' anche importanti risorse aziendali che possono quindi essere rivolte e dedicate all’efficienza energetica. Ma vediamo più nel dettaglio, uno per uno, i vari vantaggi, importanti e molto concreti.
La piattaforma tecnologica specializzata nel mondo della fornitura di energia B2B non sostituisce in tutto e per tutto la persona, ma l'operatore può intervenire solo quando e solo là dove il suo lavoro può svolgere attività a più alto valore aggiunto.
Intanto, la piattaforma Hi-tech online si occupa delle attività più standardizzate, e a minore valore aggiunto, e di quelle di analisi, elaborazione e calcolo più difficili e complesse.
Utilizzando quindi una piattaforma specializzata online, l'azienda riduce e automatizza tutto ciò che è più burocratico, ripetitivo e a basso valore aggiunto, sia per quanto riguarda ad esempio le attività necessarie per gestire una gara di fornitura, sia per fare un adeguato e conveniente Fixing dei prezzi.
Una persona dell'azienda impiega e perde molto tempo per vedere e analizzare grafici e valori dell'energia nell'andamento dei mercati, con piattaforma digitale per la fornitura B2B tutto ciò viene automatizzato e realizzato dal 'cervello digitale'. Che – come sappiamo – ha ormai margini di errore e inefficienze molto più bassi rispetto a quelli umani, e prossimi allo zero.
La piattaforma monitora per il cliente il mercato dell'energia, fornisce analisi e spiegazioni sintetiche, permettendo anche qui un grande risparmio di tempo e risorse. Tutto ciò significa, in pratica, ottimizzare i costi di energia elettrica.
In più, una piattaforma di servizi online applicati alla fornitura di energia B2B permette anche di elaborare richieste, definire e ricevere offerte di fornitura davvero e del tutto paragonabili tra loro, perché le richieste di informazioni ai fornitori di energia – per definire il piano di offerta di ognuno – comprendono tutte le necessità del caso, seguendo uno standard uniforme, altrimenti le offerte non sono paragonabili tra loro.
La piattaforma specializzata inquadra, considera e gestisce tutti gli elementi e i fattori che influiscono sul prezzo dell'energia elettrica, evidenzia ogni impatto sul costo finale, permette anche di valutare le eventuali penali previste in caso di disservizi, tenendo tutto bene sotto controllo, evitando brutte sorprese e di scoprire poi costi non preventivati.
Se una piattaforma energetica Hi-tech è poi davvero evoluta, raccoglie e presenta un gruppo più ristretto di fornitori pre-selezionati, in base alla loro affidabilità finanziaria e al Credit score aziendale.
Allo stesso modo, i costi aumentano se ad esempio il fornitore ha offerto un prezzo iniziale più basso ma poi si devono sommare costi occulti o aggiuntivi. Oppure se il fornitore offre un livello di servizio di qualità inferiore e scadente, o non compreso nel prezzo di fornitura, e altri costi imprevisti si possono aggiungere nel caso di contenziosi e ricorsi legali.
Sono tutte operazioni, attività e applicazioni che hanno ricadute importanti in termini di costi o risparmi per l'azienda cliente.
Una piattaforma digitale specializzata nella fornitura di energia B2B offre, poi, servizi e soluzioni di grande aiuto, utilità e convenienza, perché seleziona, attraverso speciali algoritmi, sia i possibili fornitori, sia le loro offerte, in base a dati e numeri, ma anche con parametri e criteri qualitativi. Considerando e valutando sempre tutti i criteri necessari per ottimizzare i costi di energia elettrica.
Un altro vantaggio per l'azienda, e per i suoi risultati concreti, di usare una piattaforma digitale, sta anche nel fatto che in questo modo non si devono dedicare e impiegare risorse umane, energie, lavoro, tempo, per gestire e migliorare i costi dell'energia elettrica – perché tutto viene fatto in maniera ottimale dai sistemi digitali –, e quindi tutte queste risorse 'risparmiate' possono essere rivolte e dedicate all’efficienza energetica.
In più, utilizzando una piattaforma digitale, tutte le operazioni restano tracciate, e si possono quindi poi analizzare, verificare e certificare. Con sistemi Hi-tech evoluti per ottimizzare i costi dell'energia elettrica è inoltre possibile fare previsioni e simulazioni delle varie attività collegate, ad esempio risulta facile, utile e interessante fare simulazioni di gare d'appalto e operazioni di compravendita sul mercato energetico B2B.
Volatilità dei prezzi e dinamiche di mercato rendono il settore gas e power un grattacapo per tutte quelle figure professionali che in azienda si occupano di forniture...
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Volatilità dei prezzi e dinamiche di mercato rendono il settore gas e power un grattacapo per tutte quelle figure professionali che in azienda si occupano di forniture energetiche.
Uffici acquisti, ma soprattutto Energy manager , sono chiamati a dare la migliore risposta alle esigenze dell’azienda. In particolare, gli obiettivi dell’imprenditore sono:
Scopriamo insieme quali sono gli strumenti che possono agevolare il lavoro dell’Energy manager e garantire i risultati auspicati con meno sforzo e in un tempo minore.
La complessità delle dinamiche del mercato all’ingrosso delle materie prime energetiche rappresenta spesso un ostacolo al raggiungimento della massima economia realizzabile.
Tuttavia, è proprio nella comprensione dei tecnicismi della Borsa energetica che si cela la possibilità di cogliere le migliori opportunità di risparmio, proprio seguendo le fluttuazioni di prezzo del gas e dell’elettricità.
Ora, non tutti sono trader o esperti in materia, dunque vale la pena di sondare il mercato per scoprire se ci sono strumenti che possono aiutare a raggiungere l’obiettivo.
L’approccio intelligente al gas e power, allora, può avvenire attraverso una piattaforma evoluta che sia in grado di semplificare e accelerare anche il processo della gara.
Un marketplace ben costruito può portare a una richiesta di contratto personalizzato in pochi click.
Il marketplace, dunque, è il primo tool da ricercare on line: i vantaggi sono un risparmio di tempo e la certezza di lavorare per un contratto su misura, certamente il più conveniente.
Il secondo tool in grado di fare la differenza nella quotidianità professionale di un Energy manager è uno strumento capace di monitorare il mercato e mettere l’utente in condizione di agire come farebbe un trader, senza l’obbligo di avere una competenza paragonabile.
Scegliendo un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing, infatti, si possono cogliere al volo le opportunità date dalla flessione del mercato delle materie prime. In questo caso, lo strumento online suggerisce all’utilizzatore il miglior momento per fissare il prezzo di una quantità percentuale di gas o elettricità, da utilizzare anche molti mesi dopo.
Nel gas e power, difatti, i prezzi sono molto volatili, perché dipendono da una serie di fattori esterni. L’energia elettrica, in particolare, ha prezzi che cambiano anche ogni 15 minuti. Si tratta di una materia prima che non si può stoccare. Mantenere l’equilibrio tra la quantità prodotta e quella utilizzata porta ad attività di tendering che fanno variare molto velocemente il valore di un GW.
ll mercato all’ingrosso del gas, invece, ha prezzi meno soggetti a variazioni repentine. Il gas si può stoccare, tuttavia il suo valore può essere influenzato dalle crisi politiche, dai cambiamenti climatici, dalle scorte, ecc. L’Italia ne produce pochissimo. La maggior parte del gas, infatti, proviene dal Nord Europa, dalla Russia, dal Nord Africa. Va da sé che una difficoltà a monte possa riverberare sul prezzo finale della materia prima all’ingrosso. Uno strumento online focalizzato sui mercati saprà interpretare e gestire al meglio l’andamento della Borsa energetica al posto dell’Energy manager, semplificandogli di molto il lavoro.
Per promuovere l'efficienza energetica, il ministero dello Sviluppo Economico ha messo a disposizione diversi strumenti di incentivazione: tra questi ci sono:
-le detrazioni fiscali,
-il conto termico
-il sistema dei certificati bianchi.
Queste opportunità - consultabili anche sul sito di ENEA - possono agevolare l’attività degli Energy manager e portarli velocemente al raggiungimento degli obiettivi aziendali ed europei.
La digitalizzazione sta portando alle aziende efficienza operativa, laddove c’era solo efficacia. L’Energy manager che saprà cogliere l’opportunità di “digitalizzare” alcune delle proprie funzioni, dunque, arriverà prima e meglio agli obiettivi.
Lo smart energy manager, in particolare, si avvale delle soluzioni digitali più avanzate e dedica il tempo guadagnato all’ottimizzazione degli investimenti attraverso gli strumenti governativi di incentivazione, dei quali abbiamo parlato nel paragrafo precedente..
In conclusione, per risparmiare tanto tempo e denaro, un marketplace, per mirare e velocizzare la ricerca di una nuova fornitura energetica su misura, e un tool per la gestione del contratto a prezzo variabile sono gli strumenti online più avanzati e opportuni, i preferiti da chi interpreta il proprio ruolo aziendale in modo moderno.
Cercare un nuovo fornitore energia elettrica che risponda a tutte le richieste e le esigenze aziendali non è proprio una passeggiata. YEM viene in aiuto degli Energy manager (EM)...
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Cercare un nuovo fornitore energia elettrica che risponda a tutte le richieste e le esigenze aziendali non è proprio una passeggiata. YEM viene in aiuto degli Energy manager (EM) con un marketplace agile e velocissimo, che consente di ridurre sensibilmente il tempo necessario per una gara svolta nella maniera tradizionale.
Trovare una fornitura energetica realmente personalizzata, vera chiave di volta per risparmiare, non è mai stato così semplice.
Tutte le imprese richiedono all’Energy manager di abbassare i costi in bolletta, ma anche - per esempio - di rifornire più di un sito produttivo o di gestire i picchi di utilizzo; di calibrare le quote di energia da fonti rinnovabili rispetto a quella da fonti fossili; di adeguarsi alle normative… e poi, la fatturazione trasparente o una pre-fatturazione, una qualità dei servizi elevata, ecc, ecc…
Le richieste del titolare d’azienda, insomma, possono essere molto diverse, le più disparate; ecco che lanciare una gara per la ricerca del fornitore ideale, tenendo conto di tutti i desiderata della direzione, è un’attività lunga e complessa. Agli Energy manager sono richieste tanta dedizione e molte ore lavorative, per confrontare le proposte di contratto da parte degli operatori di mercato interpellati.
Gli Energy manager, veri professionisti dell’energy management, conoscono le insidie del mercato, tuttavia il loro incarico in azienda spazia tra aggiornamenti normativi e sistemi incentivanti e la ricerca di soluzioni tecnologiche per la gestione e il calcolo dei fabbisogni energetici.
Il tempo per svolgere tutte le funzioni, si capisce, è poco; al contrario, i numerosi dettagli di una gara per una nuova fornitura richiedono molte ore. Pertanto per la ricerca del fornitore energia elettrica, l’EM, per prassi, si affida a:
Per la complessità del settore, però, i comparatori non sono sufficienti, in quanto il giusto contratto B2B non può basarsi solo sul prezzo. Sarebbe estremamente riduttivo e poco lungimirante. Del resto, però, un vero e proprio consulente ha un costo, che spesso vanifica il risparmio ottenuto sulle nuove forniture.
Anche se l’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente - Arera (www.arera.it) - indica i criteri generali per orientarsi in un mercato che si fa sempre più affollato e rischioso, monitorare il mercato e i suoi tranelli non è facile.
Il rischio è di:
-incappare in un fornitore energia elettrica che non rispetti gli accordi siglati;
-non poter contare né su servizi all’altezza, né sul massimo risparmio possibile.
La formula di supporto agli EM ideata da YEM, dunque, s’inserisce in un contesto di mercato complesso e in un momento in cui l’esigenza di risparmiare tempo e denaro è ancora più sentita.
L’intuizione di Nicolas Henn, fondatore di Yem Italia, si traduce in grosso valore dal momento che la piattaforma online, con i suoi due tool, marketplace e optimization, consente di:
-abbassare i costi di produzione (perché il contratto futuro sarà sicuramente conveniente);
- risparmiare tempo (perché la ricerca si svolge in pochi click);
- avere una perfetta padronanza dei rischi (perché YEM pre-seleziona i fornitori secondo tutti i criteri che potrebbero mettere in difficoltà il cliente);
- diminuire lo stress operativo (perché YEM marketplace è davvero intuitivo e facile da usare).
Per tale ragione la piattaforma YEM è una vera e propria risorsa, di tempo e di denaro, una frontiera, una soluzione unica sul mercato.
Con la sua piattaforma on line evoluta (www.yem-energy.it), YEM permette di compilare una richiesta di offerta, completa di ogni informazione peculiare relativa all’azienda. Ciò consente ai fornitori di compiere una veloce analisi sul richiedente e di proporre una soluzione tagliata su misura.
Il processo è completamente automatizzato, user-friendly e molto mirato.
Digitando l’indirizzo www.yem-energy.it si accede facilmente al marketplace YEM. Lo strumento digitale accompagna l’utente nella compilazione di una richiesta d’offerta molto dettagliata che consente ai riceventi di analizzare la specificità del caso e proporre da subito un’offerta realmente personalizzata.
Con pochi click, quindi, la richiesta raggiunge un buon numero di player selezionati.
Ricevute e paragonate le offerte, formulate tutte nello stesso giorno e quindi basate sullo stesso prezzo della materia prima all’ingrosso, la fase di contrattualizzazione tra fornitore e azienda/cliente, avverrà fuori dalla piattaforma.
Difatti, YEM aiuta gli utenti a scegliere il fornitore e la tipologia di contratto (a prezzo fisso o variabile), aiuta a capire il mercato e a monitorarlo, rendendo consapevoli e autonomi i suoi utenti.
Nel caso di un contratto a prezzo variabile, infine, non sarà necessario essere dei trader per gestire la volatilità dei prezzi e cogliere le opportunità migliori. Attraverso il tool YEM Optimization si potrà seguire l’andamento della borsa energetica, per poter avere l’energia a costi più bassi.
Nel corso di questo mese l’andamento del mercato elettrico è stato divergente rispetto a quello del gas, Sostenuto quest’ultimo da fattori rialzisti di breve termine. non ha...
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Nel corso di questo mese l’andamento del mercato elettrico è stato divergente rispetto a quello del gas, Sostenuto quest’ultimo da fattori rialzisti di breve termine. non ha impedito al prezzo elettrico di perdere terreno. Il mese di ottobre ha infatti visto proseguire il movimento ribassista dei prezzi forward BL, su cui pesa la forte incertezza circa la ripresa economica. Mentre sul mercato spot il PUN media di ottobre si sta consuntivando oltre il 10% al di sotto del prezzo medio di settembre, con l’abbassamento delle temperature che riduce la richiesta, le ultime quotazioni del Cal21 e il Cal22 sono circa il 6% al di sotto di quelle di fine settembre, non risentendo della componente stagionale, la migliore performance del mercato a breve del gas è riconducibile a alla riduzione dei flussi dalla Norvegia e al prolungarsi di manutenzioni sugli impianti nucleari francesi che hanno comportato un aumento della domanda. Il PSV DA ha quindi guadagnato in media oltre il 16% rispetto a settembre, sostenendo anche le quotazioni a termine che, nonostante il peggioramento delle prospettive per i prossimi mesi, sono rimaste sostanzialmente stabili.
La policy, come abbiamo detto nell’articolo, "Policy per la gestione della fornitura energetica: una guida ai processi" è uno strumento che consente di disciplinare i vari aspetti...
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La policy, come abbiamo detto nell’articolo, "Policy per la gestione della fornitura energetica: una guida ai processi" è uno strumento che consente di disciplinare i vari aspetti necessari al corretto svolgimento delle attività oggetto della policy stessa.
Dunque, una policy per la gestione della fornitura di energia elettrica e gas naturale è lo strumento che guida le scelte e le azioni dell’energy manager o della figura che se ne occupa, in relazione alla fornitura.
Prima di tutto è necessario definire gli obiettivi e gli ambiti di applicazione della policy, cioè quali attività e processi sono interessati.
Oggetto della policy può essere la definizione del processo e dei criteri per la scelta del fornitore e/o della tipologia di contratto (prezzo fisso/variabile con fixing…) oppure la gestione dei fixing contrattuali, a seconda di quali siano le specifiche necessità.
Poi è importante definire i ruoli e le responsabilità delle persone coinvolte. Chi si occupa di che cosa e con quale livello di indipendenza/delega decisionale. Ad esempio, per la scelta del fornitore e del contratto il finance si occuperà della valutazione della solidità finanziaria dei fornitori, l’energy manager della scelta del miglior pricing, il legale dell’accettazione delle condizioni generali e particolari del contratto.
Evitare il più possibile ambiguità su questo tema permette ai soggetti coinvolti di aver chiaro il perimetro operativo e il ruolo di ciascuno nel processo decisionale o di gestione.
Si deve entrare poi più nel dettaglio del cosa si deve fare e come. La definizione di una linea guida chiara per i processi da seguire per la scelta di un fornitore o di un contratto o per la sua gestione è fondamentale per consentire ai soggetti coinvolti di operare secondo i princìpi dell’azienda.
In questa parte dovranno dunque esser stabilite le tempistiche (es: entro quando fare la selezione, entro quando avere un contratto firmato, …), le modalità con cui compiere la valutazione (es: scegliere il fornitore che offre il prezzo più basso?
O dare priorità ad altri criteri altrettanto importanti come la situazione finanziaria/patrimoniale? Quale mix di criteri si vuole adottare? …) e la prassi da seguire per la gestione contrattuale (es: come operare scelte sui fixing o come muoversi per la disdetta contrattuale).
È importante anche specificare quali siano gli eventuali strumenti a supporto dei processi e delle decisioni, ad esempio se la società si affida ad un consulente, a un data provider o un servizio newsletter per seguire i mercati o se vengono utilizzati files/programmi per il risk management.
Attenzione, però! Il risultato finale non deve essere un insieme stringente di regole e procedure ferree da seguire pedissequamente, ma una linea guida che consenta ai diversi soggetti coinvolti di operare con un determinato livello di libertà e discrezionalità. Quindi, sì a limiti operativi e confini discrezionali, no a manuale operativo e procedure rigide!
Chiaramente, a seconda della realtà aziendale e delle specifiche esigenze, la policy può essere un documento più o meno complesso e più o meno formale. Una società più strutturata e con diversi livelli di delega probabilmente utilizza la policy come strumento organizzativo e procedurale, istituendo diversi gradi di controllo dei processi e dei risultati conseguiti.
Una società di dimensioni minori e con un organico meno numeroso, invece, grazie alla policy può supportare il lavoro dell’energy manager o dei soggetti che si occupano della gestione della fornitura, semplificando le scelte e consentendo di operare con più efficienza.
Inoltre, poiché le situazioni, le persone e le organizzazioni sono sempre in evoluzione, è importante rivedere periodicamente quanto definito nelle policy, così da modificarlo e adattarlo di anno in anno alla realtà aziendale e alle persone che vi lavorano.
Ad esempio, vengono introdotti nuovi strumenti? Si sceglie un nuovo approccio al pricing? La scelta del fornitore deve seguire nuove logiche? Tutto ciò deve essere integrato nella policy per riflettere nelle linee guida le mutate condizioni a contorno.
A prescindere quindi dalle dimensioni aziendali, la policy è uno strumento utile per affrontare razionalmente e con metodo la gestione del contratto di fornitura energetica, nel rispetto dei princìpi della società e del ruolo dei soggetti coinvolti.
Un secondo tema fondamentale quando si parla di ottimizzazione della fornitura energetica e di gestione del rischio sono i processi e gli strumenti da utilizzare. Che si tratti di...
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Un secondo tema fondamentale quando si parla di ottimizzazione della fornitura energetica e di gestione del rischio sono i processi e gli strumenti da utilizzare.
Che si tratti di rinnovare annualmente l’offerta di fornitura a prezzo fisso o di gestire i fixing di un contratto a prezzo variabile, è importante che i soggetti che se ne occupano abbiano ben chiaro quali sono le modalità e gli strumenti da utilizzare per compiere delle scelte. Facciamo un esempio.
Stipulando il rinnovo del contratto di fornitura di energia elettrica o gas, ho ottenuto un prezzo molto più alto rispetto all’anno precedente. Probabilmente dovrò giustificare le mie scelte a qualcuno e, altrettanto probabilmente, questo qualcuno non sarà molto contento del prezzo ottenuto.
Se però ho richiesto le offerte ai fornitori nei tempi e nei modi definiti nella policy e ho utilizzato le linee guida della policy per scegliere l’offerta migliore, pur avendo ottenuto un prezzo poco soddisfacente, ho comunque operato secondo quanto richiesto e dunque ho conseguito il mio obiettivo (rinnovare il contratto di fornitura) nella maniera corretta.
È chiaro che, se mi trovassi ad operare le stesse scelte senza il supporto di una policy che definisca le modalità, le tempistiche e i criteri da utilizzare per scegliere il fornitore, avrei più difficoltà a dimostrare la bontà del mio operato. Ma non solo, anche scegliere autonomamente come farlo o quando farlo non sarebbe affatto semplice.
Ancor più complicata potrebbe essere la gestione dei fixing, e del rischio prezzo, senza una linea guida che ci aiuti e supporti in questa attività. Ad esempio, se ho firmato un contratto di fornitura a prezzo indicizzato con possibilità di fixing e i prezzi del mercato continuano a salire e salire e salire… che si fa? Faccio un fixing per limitare i danni? Aspetto per non fissare un prezzo troppo alto? E se i prezzi non tornano giù? E se invece scendono e ormai ho fissato un prezzo troppo alto?
Sono queste le domande (e lo stress che generano) che rischiano di farci commettere degli errori nella gestione della fornitura, complice il fatto che l’ottimizzazione dei costi energetici è spesso strategica e cruciale rispetto agli economics delle aziende.
Se però abbiamo a disposizione una policy che definisca chiaramente quali sono le modalità per gestire una situazione del genere, quali criteri adottare per decidere di fare un fixing, allora buona parte, non solo dello stress, ma anche del rischio di commettere errori viene eliminato.
La decisione di fare o non fare un fixing non solo viene guidata da logiche chiare e razionali, ma, pur rimanendo una responsabilità del soggetto che se ne occupa, non risulta più una decisione arbitraria e soggettiva.
Nella policy, dunque, è fondamentale definire il più chiaramente possibile quali sono i criteri da adottare per compiere le scelte, quali sono gli strumenti da utilizzare a supporto delle attività e le modalità operative ed i processi per l’ottimizzazione del contratto di fornitura.
Solo strutturando una policy chiara e completa si può ottenere una gestione ottimale della fornitura energetica, sia dal punto di vista di chi controlla l’attività che da quello di chi se ne deve occupare in prima persona.
Eccoci al primo articolo di una serie dedicata alle policy aziendali, ed in particolare alle policy a supporto dell’approvvigionamento di energia elettrica e gas naturale. Che...
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Eccoci al primo articolo di una serie dedicata alle policy aziendali, ed in particolare alle policy a supporto dell’approvvigionamento di energia elettrica e gas naturale.
La policy è uno strumento che consente di disciplinare i vari aspetti necessari al corretto svolgimento delle attività oggetto della policy stessa, in questo caso, quindi, delle attività di ottimizzazione della fornitura e gestione del rischio.
Poiché l’ottimizzazione della fornitura energetica, dalla scelta del fornitore, del prezzo o dell’indice, fino alla gestione dei fixing e del rischio sotteso alla fornitura stessa, è un’attività non solo spesso strategica ma anche potenzialmente complessa e impegnativa, appoggiarsi ad una policy può aiutare a indirizzare le attività, le procedure e le scelte nella direzione ottimale, evitando ambiguità e incomprensioni.
Insomma, una policy completa e strutturata può costituire un binario che guidi il processo dall’inizio alla fine senza consentire deviazioni fuorvianti e controproducenti.
La policy viene solitamente creata per adattarsi all’organizzazione e al profilo di rischio della società, in modo da calzare alla perfezione rispetto alla mentalità aziendale, alle consuetudini e ai soggetti coinvolti.
È una espressione di quelle che sono ritenute le best practices, non solo in generale, ma nella loro applicazione proprio in quella stessa realtà aziendale. Non è strano, infatti, che due aziende simili (stesso business, stesso paese, stesse dimensioni) abbiano policy parzialmente diverse, proprio a riflettere il diverso approccio e metodo applicato da una e dall’altra.
La prima importante informazione contenuta nella policy riguarda lo scopo, ovvero quali sono gli obiettivi per i quali è stata redatta. Fra questi, tendenzialmente, troveremo al primo posto una frase del tipo “definire le linee guida per l’attività di …”. Subito dopo ci sarà “individuare le figure aziendali coinvolte” e “assegnare le responsabilità, le competenze e il perimetro di operatività”.
Come mai è così importante definire le responsabilità e il perimetro di ciascuno degli attori coinvolti? Di primo acchito sembra una cosa banale, ma non lo è affatto.
Innanzitutto, per il corretto svolgimento di tutte le attività previste, a partire proprio dalla selezione del fornitore, è importante che non vi siano ambiguità su chi sia la persona o il dipartimento aziendale che se ne deve occupare. Non solo affinché non si creino situazioni di confusione, ma anche per consentire ai diversi soggetti in gioco di focalizzarsi sui loro obiettivi.
Inoltre, è importante che ciascuna figura sia valutata sulla base delle responsabilità e delle attività che gli competono. Un energy manager, ad esempio, sarà valutato in base alla sua gestione del contratto di fornitura energetica, rispetto alle sole aree di sua responsabilità. In questo caso, probabilmente, la valutazione finanziaria dei fornitori selezionati sarà di competenza di un dipartimento diverso e non rientrerà fra le attività dell’energy manager.
Insieme all’individuazione delle figure aziendali coinvolte, ne viene dunque chiarito il ruolo, l’autonomia decisionale e i limiti operativi. Consentendo a ciascuno di muoversi all’interno di un determinato perimetro operativo, infatti, si evita che un soggetto si trovi a prendere decisioni o ad analizzare qualcosa che non sia di sua competenza, lasciando che ciascuno si concentri sulle attività che è in grado di gestire meglio.
Nell’esempio di prima, dunque, l’energy manager si troverà a scegliere il fornitore sulla base di una valutazione della solidità finanziaria fattagli dal dipartimento AFC e sulla base del prezzo e delle altre condizioni di fornitura delle quali si sarà lui stesso occupato.
Queste formalità, questi limiti, non vogliono essere qualcosa di imposto dai vertici dell’azienda sui soggetti coinvolti, ma anzi, tutelano tutte le parti in causa. Da un lato, le direttive e le intenzioni della direzione aziendale vengono chiarite in maniera precisa e articolata, dall’altro i diversi soggetti coinvolti sono tutelati e tranquilli del fatto che il loro operato sia inequivocabilmente in linea con quanto stabilito dalla società.
È bene dunque che non solo le società più grandi e organizzate si dotino di una policy a supporto dell’attività di ottimizzazione della fornitura energetica, così da guidare le scelte nella direzione corretta tutelando allo stesso tempo anche le figure coinvolte.
Siamo portati a pensare che un’accurata negoziazione commerciale possa coprire ogni possibile rischio correlato a prezzo e quantità. Ciò è soprattutto vero nel caso dei contratti...
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Siamo portati a pensare che un’accurata negoziazione commerciale possa coprire ogni possibile rischio correlato a prezzo e quantità. Ciò è soprattutto vero nel caso dei contratti di fornitura di energia in cui al cliente viene proposto di sottoscrivere condizioni generali standard, alle quali è data poca importanza, integrate poi da condizioni particolari/ tecnico-economiche.
Da una mancata e/o errata comprensione del testo contrattuale nel suo complesso possono nascere incompresioni tra le parti che condurranno ad un’irrimediabile lesione del rapporto di fiducia tra cliente e fornitore.
Abbiamo intervistato l’avvocato Eliana Danzi, esperta nel settore energetico, che ci ha fornito alcune preziose indicazioni per poter affrontare la negoziazione di un contratto di fornitura con il giusto approccio.
Un contratto di fornitura energetica è composto dalle condizioni generali e dalle condizioni particolari-tecnico/ economiche. Solo una lettura integrata di questi documenti può consentire una corretta comprensione delle clausole e dei loro effetti.
Nella mia esperienza ho notato che si tende a prestare prettamente attenzione agli elementi che hanno un valore commerciale immediatamente rilevante e che sono contenuti nell’offerta economica (in particolare: prezzo e quantità), trascurando un’analisi integrata delle condizioni contrattuali nel loro complesso.
Una valutazione attenta di tali condizioni permette un corretto risk assessment e, di conseguenza, una efficiente organizzazione interna di processi e procedure ed un’adeguata copertura dei rischi.
La gestione contrattuale a livello legale ha un impatto commerciale e, di conseguenza, economico/ finanziario.
In aggiunta al commerciale, sin dalla fase prodromica alla conclusione del contratto, i dipartimenti legal, risk e finance devono sicuramente essere coinvolti e dialogare tra loro in modo da fornire risposte coordinate e coerenti.
In particolare, il contributo del consulente legale assume fondamentale importanza al fine di mettere in luce i rischi che sono insiti nella formulazione delle previsioni contrattuali, soprattutto se ci troviamo in presenza di condizioni generali che sono unilateralmente predisposte da uno dei contraenti, come avviene nel caso dei contratti di fornitura di energia.
Questo approccio permetterà di evitare evoluzioni patologiche nella gestione contrattuale e assicurerà, in ogni caso, un risparmio di costi.
Ritengo che l’utilizzo di una piattaforma per comparare le offerte di energia e scegliere quella più adatta per il proprio business risponda all’esigenza di facilitare la comprensione delle reciproche necessità di fornitore e cliente, e favorisca l’incontro tra domanda e offerta, creando un canale privilegiato di dialogo tra le parti che spesso, sul mercato, è di difficile attuazione.
Specialmente, nel settore retail dei grandi clienti, che, tipicamente, contrattualizzano le forniture su base annuale, confrontandosi sempre con i medesimi fornitori con i quali è già stato stipulato un contratto.
Il mercato necessita di strumenti imparziali, oggettivi, immediati, digitali e di semplice fruizione che permetta alle parti del contratto di fornitura di comprendere, sin dalla fase pre-contrattuale, le reciproche esigenze in modo da creare coesione e uno stabile rapporto duraturo. In questo modo, il cliente avrà già a disposizione tutte le risposte anche se non ha le competenze di settore per porre le giuste domande, a beneficio di una negoziazione fluida e trasparente.
Dal punto di vista della sicurezza dei dati immessi, occorre rivolgersi a provider che offrano massimi livelli di protezione, ed un servizio clienti sempre disponibile a chiarire eventuali dubbi in merito, in modo che lo strumento possa essere utilizzato al meglio delle sue funzionalità.
In generale, comunque, l’immissione di dati in un sistema protetto ha garanzie di sicurezza più elevate rispetto allo scambio di documenti cartacei. Soprattutto, le informazioni possono essere sempre verificate e salvate nel proprio profilo, e dunque si avrà accesso ad una banca dati contenente la storia della propria posizione, con un evidente risparmio di costi e di tempi organizzativi.
Il 2020 passerà alla storia per l’epidemia da Covid19 che ha paralizzato il mondo. Chi si occupa di energia, però, sa che non tutto si è fermato. Proprio da quest’anno, infatti,...
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Il 2020 passerà alla storia per l’epidemia da Covid19 che ha paralizzato il mondo. Chi si occupa di energia, però, sa che non tutto si è fermato. Proprio da quest’anno, infatti, ci sono novità dal punto di vista delle Norme gestione energia. Obiettivi più ambiziosi da raggiungere rispetto al passato, che introducono nuove necessità a livello di fornitura e di gestione all’interno dell’azienda.
Anche gli uffici acquisti, dunque, se pur meno specializzati rispetto agli Energy manager, sono chiamati a considerare i nuovi obblighi di Legge a partire dalla scelta del nuovo fornitore.
La Direttiva (UE) 2018/844 è stata recepita nell’ordinamento italiano con il Decreto Legislativo n. 48/2020 lo scorso giugno; la Direttiva (UE) 2018/2002 è ancora in corso di recepimento,
Vediamo di cosa si tratta e cosa considerare con più attenzione dal 2020.
Rispetto al “Clean Energy Package”, in vigore negli ultimi anni e orientato a un progressivo e generale miglioramento dell’efficienza energetica, le Direttive (UE) 2018/844 e (UE) 2018/2002, fissano obiettivi più stringenti.
In particolare:
– ridurre le emissioni di gas a effetto serra di almeno il 40% entro il 2030;
– favorire lo sviluppo di un sistema energetico sostenibile, competitivo, sicuro e decarbonizzato entro il 2050.
Il Decreto Legislativo n. 48/2020 dà indicazioni relative alla prestazione energetica nell’edilizia; la Direttiva (UE) 2018/2002, invece, si propone di rimuovere gli ostacoli sul mercato dell'energia e di superare le carenze che impediscono l'efficienza nella fornitura e nell'uso dell’energia e aumentare l’informazione sul tema (www.europarl.europa.eu).
Tagliare drasticamente le emissioni di anidride carbonica (CO2), migliorare l’efficienza energetica e puntare su fonti sostenibili d’energia per contribuire a decarbonizzare il sistema: sono questi i tre diktat ai quali nessuna azienda può sottrarsi. Tutto ciò impone una programmazione e determinate scelte da perseguire con costanza e impegno. L’Energy manager, pertanto, dovrà:
Gli obiettivi dettati dalle nuove Norme gestione energia possono essere perseguiti sin dai primi passi di una nuova fornitura energetica affidando l’approvvigionamento delle materie prime, gas ed elettricità a un fornitore “green”, che possa garantire la provenienza dell’energia da fonti rinnovabili.
Questo criterio, certo primario rispetto all’obiettivo UE della decarbonizzazione nel corso del prossimo trentennio, complica la ricerca del fornitore giusto anche al più rodato degli uffici acquisti.
È importante conoscere la composizione dell’offerta energetica da parte di ogni player al quale si richiede una quotazione e ovviamente preferire il fornitore capace di erogare la più alta percentuale di energia sostenibile.
Ad esempio, affidandosi a una piattaforma avanzata online è possibile assicurarsi offerte compatibili con le proprie esigenze di consumo e con gli obblighi di legge, risparmiando tempo e denaro.
Vengono dati per scontati, sembrano insignificanti eppure sono pericolosissimi. I clichè sono convinzioni errate, luoghi comuni, dettagli, e cascare nel loro tranello può portare...
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Vengono dati per scontati, sembrano insignificanti eppure sono pericolosissimi.
I clichè sono convinzioni errate, luoghi comuni, dettagli, e cascare nel loro tranello può portare a ingenti spese.
Molto probabilmente l’energy management viene percepito come molto complesso per via di convinzioni e credenze errate che pesano sulle scelte degli energy manager.
Ci siamo domandati quali siano tutti gli errori più comuni che si possono commettere in fasi delicate come quella della stipula del contratto o la scelta della strategia di prezzo. Abbiamo selezionato cinque tra i cliché più insidiosi e comuni dai quali bisogna mettersi in guardia!
Si sottovaluta l’importanza delle clausole all’interno del contratto di fornitura energetica. Tuttavia, ce ne sono di determinanti per la valutazione del contratto. Spesso gli unici elementi sui quali il cliente erroneamente focalizza l’attenzione quando ha di fronte un contratto di fornitura sono quantità e prezzo, mentre le condizioni generali vengono sottovalutate.
Accade che le condizioni particolari, sebbene vengano negoziate, sono considerate il solo ed unico contratto e non vengono mai lette insieme alle condizioni generali, pur facendone parte integrante, essendo un atto modificativo e integrativo.
Come per esempio il tacito rinnovo delle condizioni generali, i termini di pagamento e di preavviso per terminare la fornitura ed altre condizioni. Ignorando queste voci del contratto si rischia di sostenere spese considerevoli, perciò accertati di aver ben chiaro quali sono tutti i vincoli presenti nel contratto che firmi.
È convinzione ma del tutto fuorviante che “la proposta commerciale più vantaggiosa sia quella che assicura il maggior risparmio sul prezzo di acquisto”. Per ottenere un risparmio significativo tieni a mente una cosa: Il prezzo da solo non basta! La vera convenienza arriva valutando la qualità dell'offerta di fornitura energetica. Si costruisce nel lungo periodo, con il giusto mix di servizi ricevuti e costi.
Per l’invio dei dati bisogna superare la convinzione che sul digitale
sia meno sicuro inviare informazioni ai fornitori.
Il digitale non solo permette di velocizzare l’invio di una richiesta di offerta, ma al contrario, rende questo processo sicuro, più trasparente, meno complesso e meglio organizzato.
Quindi il digitale non va visto unicamente come se fosse una comfort zone, dove si può ottenere qualsiasi risposta, nel minor tempo possibile, senza commettere troppo sforzo. Ma è anche una safe zone, perchè rende più semplice e sicuro trasferire al fornitore tutte quelle informazioni che saranno necessarie per ricevere un'offerta personalizzata per un contratto di fornitura energetica.
Scegliere un contratto a prezzo variabile è rischioso sopratutto quando non si possiede il Know How del mercato, o non si ha sufficiente tempo da dedicare. Coloro che si dicono contrari ai contratti indicizzati spesso riscontrano tre tipi di problematiche:
In molti nutrono la convinzione che per prevedere un budget di spesa che includa la propria fornitura energetica, la sola opzione possibile sia quella di contrattualizzare a prezzo fisso.
In realtà anche attraverso un contratto a prezzo variabile è possibile prevedere un determinato budget. Però per poter avere una previsione del budget attendibile è necessario aver effettuato tutti i fixing sul contratto indicizzato, fino ad aver raggiunto il 100% dei volumi consumati al momento del calcolo del budget.
Come tutti i cliché, anche questi clichè sui contratti energetici nascondono un fondo di verità, per questo è necessario valutare la realtà dei fatti basandoci anche sulle credenze diffuse, cioè i clichè, ma guai a non metterli mai in discussione.
Come abbiamo raccontato in un articolo precedente: "Energy management: le lezioni del 2020", il lock down ha lasciato in eredità una lezione importante a chi gestisce i contratti...
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Come abbiamo raccontato in un articolo precedente: "Energy management: le lezioni del 2020", il lock down ha lasciato in eredità una lezione importante a chi gestisce i contratti di fornitura energetica.
Abbiamo visto come molti energy manager abbiano rivalutato l’opzione del contratto a prezzo indicizzato, dimostratasi la scelta vincente durante il crollo del mercato energetico. Ma tuttora, per chi ha il compito di ottimizzare i costi di gestione di una fornitura energetica, ci sono molte difficoltà nel passare ad una gestione attiva del proprio contratto.
La causa principale è la complessità che comporta la scelta dei fixing previsti nei contratti a prezzo variabile, che scoraggia molti professionisti del settore. Ci siamo chiesti se esistesse una soluzione per semplificare il quadro e soprattutto come bisogna fare per sfruttare a proprio vantaggio eventuali shock del mercato, come quello appena trascorso. Barbara Brosadola, di Bros Energy, ha voluto condividere con noi le risposte a queste e altre domande in questa intervista.
"Quando il Covid ha costretto la maggior parte degli stati a imporre il lockdown, i mercati energetici, come quello dell’energia elettrica e del gas, ed in generale i mercati finanziari, hanno subito un crollo improvviso. Lo stop di ogni attività produttiva non essenziale ha causato un calo brutale della domanda di energia, gas e petrolio e una contrazione generale dei consumi che ha aggravato lo stato della salute economica globale.
Un tale shock ha avuto ripercussioni anche sulla gestione della fornitura, sia dal punto di vista dei clienti che da quello dei fornitori. Sono infatti state messe in discussione le classiche logiche alla base delle scelte di pricing fatte dai clienti. Per qualcuno il crollo dei prezzi è stata un’opportunità che ha consentito di risparmiare, per qualcun altro ha costituito invece un problema da gestire.
Chi aveva un contratto di fornitura a prezzo variabile, di fatto, si è trovato avvantaggiato, perché ha approfittato del calo improvviso dei prezzi per negoziare un prezzo più favorevole per la propria fornitura futura. Chi invece aveva optato per un contratto a prezzo fisso, non ha potuto cogliere questa opportunità, non ha risparmiato, ma non ha avuto un danno reale o un sovra costo rispetto al prezzo fisso pattuito.
La maggior parte dei fornitori, invece, si è trovata in una situazione più complicata. Come conseguenza del forte calo dei consumi, i fornitori che avevano già comprato l’energia o il gas per approvvigionare il proprio portafoglio di clienti a prezzo fisso, si sono visti costretti a rivendere il surplus non consumato a prezzi tendenzialmente inferiori, realizzando delle perdite.
Alcuni fornitori hanno provato a rinegoziare gli acquisti fatti a copertura dei propri portafogli, ma in generale, chi più chi meno, molti hanno subito un peggioramento della situazione economica e finanziaria. Anche la cassa ne ha risentito, considerando la diminuzione degli incassi a fronte, però, di un aumento della complessità della gestione.
La prima conseguenza di questo shock improvviso dei mercati e della situazione di incertezza che ne è derivata, è stato il maggior interesse da parte dei clienti verso contratti di fornitura a prezzo variabile, che, grazie alla maggior flessibilità rispetto al prezzo fisso, consentono una migliore reattività rispetto a movimenti repentini dei prezzi a fronte di un modesto aumento della complessità della gestione. In seconda battuta, sia da parte dei clienti che da parte dei fornitori, si è concentrata l’attenzione su un corretto approccio alla gestione del rischio".
"La situazione causata dal Covid ha avuto anche dei risvolti positivi per il futuro dell’energy management, perché si è risvegliata l’attenzione riguardo il controllo dei costi, la gestione dei rischi e la capacità di saper cogliere le opportunità che ci offre il mercato. Non parliamo più, dunque, di un approccio alla gestione attiva della fornitura limitato ai soli grandi clienti energivori, ma di un più generalizzato interesse anche da parte dei clienti con consumi inferiori.
In questo scenario, la prima necessità dei clienti sarà ricercare e acquisire le competenze necessarie alla gestione di contratti a prezzo variabile. L’esperienza e la comprensione dei mercati, insieme alla capacità di valutazione e gestione dei rischi, saranno il principale strumento per compiere il passaggio dal prezzo fisso alla gestione attiva della fornitura.
Se da un lato sarà necessario del tempo per acquisire internamente queste competenze, dall’altro l’immediata disponibilità di queste competenze in outsurcing, favorirà una veloce trasformazione dell’approccio alla gestione della fornitura.
Un'altra necessità dei clienti per poter affrontare questo passaggio sarà la velocità. Velocità nel reagire al mercato, velocità nel fare fixing e in generale nel gestire la fornitura. Non c’è dubbio che per ottenere questa velocità ci si dovrà avvalere sempre di più di strumenti digitali e automatizzati.
Ma per il realizzarsi di una vera e propria rivoluzione digitale dell’energy management è necessario un cambio di mindset da parte dei clienti, dei fornitori e degli esperti, affinché gli attori del mercato padroneggino le nuove competenze che porteranno all’innovazione del settore".
"Non solo è pronto, ma lo deve essere, perché la necessità di velocità e reattività per gli energy manager sta diventando molto forte. Inevitabilmente i clienti necessiteranno di supporto informatico specifico, di semplificazione e di una certa standardizzazione. Ad oggi, ad esempio, è ancora abbastanza complicato fare una comparazione delle diverse offerte di fornitura, ciascun fornitore offre formule di indicizzazione diverse, clausole diverse. In quest’ambito è necessaria una semplificazione e questa semplificazione non può che avvenire per merito della spinta digitale.
Un’altra importante lezione dataci dal Covid è la consapevolezza che ormai i dispositivi informatici sono diventati una nostra estensione, perché pretendiamo di svolgere la maggior parte delle nostre attività quotidiane con la facilità e la velocità di un click. Per questo è importante che anche l’energy management colga i frutti della rivoluzione digitale; credo che buona parte delle attività di competenza degli energy manager possano essere digitalizzate, in maniera semplice, rapida, ma con qualità e competenza".
L’evoluzione del prezzo elettrico forward nel mese di settembre è stata significativamente influenzata dall’andamento del prezzo della CO2 che dopo un’iniziale flessione si è...
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L’evoluzione del prezzo elettrico forward nel mese di settembre è stata significativamente influenzata dall’andamento del prezzo della CO2 che dopo un’iniziale flessione si è spinta fino al test dei massimi storici in prossimità di quota 31 €/ton.
Spinta dal rinnovato ottimismo del mercato finanziario e dalle aspettative degli operatori sulla definizione del nuovo target di riduzione delle emissioni al 2030 della Commissione Europea (target che è stato effettivamente spostato a -55% dal precedente -40% rispetto ai livelli del 1990, con un ruolo chiave attribuito all’ETS). Le quotazioni del Cal21 BL si sono quindi stabilizzate attorno ad una media di 50 €/MWh, beneficiando anche di una parziale revisione in senso migliorativo del quadro macroeconomico, quindi delle prospettive di crescita e del contestuale recupero del prezzo gas. Il forward sul PSV ha trovato supporto nel recupero dei prezzi futuri al TTF, a loro volta spinti al rialzo dalle migliorate prospettive di crescita della domanda asiatica di GNL. Il Cal21 PSV si attesta quindi in media poco al di sotto di 15 €/MWh per il mese di settembre.
Abbiamo visto quanto sia importante la fotografia dei prezzi ad oggi e il confronto di questi con i prezzi passati. Abbiamo anche visto le basi delle previsioni di mercato e...
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Abbiamo visto quanto sia importante la fotografia dei prezzi ad oggi e il confronto di questi con i prezzi passati. Abbiamo anche visto le basi delle previsioni di mercato e l’utilità di usarle costantemente per l’ottimizzazione dei contratti di fornitura.
La previsione di mercato è uno strumento fondamentale per compiere le nostre scelte in ambito dell’ottimizzazione della fornitura, perché è lo strumento migliore al quale fare riferimento per capire se e quando fare dei fixing. Basandoci sulle previsioni di mercato, siamo sicuri di operare razionalmente, al meglio delle nostre possibilità e con il supporto di informazioni professionali.
Che le previsioni siano frutto di un lavoro fatto internamente all’azienda o da specialisti esterni, senza dubbio sono l’unico strumento che ci consente di non operare alla cieca.
La fotografia del mercato, invece, ci dice come è il mercato oggi, e come è arrivato fino a qui. Soprattutto se coadiuvati da analisi sullo storico e sui movimenti passati, siamo in grado di capire quali elementi hanno mosso il mercato e perché.
È fondamentale affiancare l’utilizzo della fotografia dei mercati alle previsioni future, perché la previsione fatta una settimana fa potrebbe esser supportata dal movimento dei prezzi fino ad oggi (era giusta) o esser smentita (qualcosa è cambiato).
Poter guardare al futuro capendo ciò che ha portato il mercato ai livelli di oggi ci dà maggiore comfort e fiducia nelle previsioni, perché saranno supportate da elementi concreti e spesso riscontrabili nel passato.
L’ottimizzazione della fornitura, dunque, dovrebbe esser basata su entrambi questi elementi, ciascuno a suo modo fondamentale, per consentirci di avere informazioni, capire le cose, sentirci meno allo sbaraglio. La classica domanda “ma come mai i prezzi sono saliti?” è sempre affiancata da un “pensi che scenderanno?” e dobbiamo poter rispondere ad entrambe.
È anche corretto da un punto di vista etico che le nostre scelte possano esser basate su informazioni chiare, trasparenti ed esaustive, che ci rendano capaci di operare in sicurezza e tranquillità anche nel caso in cui non avessimo “in house” esperti di mercato o traders.
Non solo perché la fornitura sarà effettivamente ottimizzata, ma anche perché la nostra percezione di “aver fatto le cose bene” basandoci su elementi concreti ci consentirà di motivare le scelte fatte, di assumerci la responsabilità della gestione e di sentirci padroni di un processo cruciale e, finalmente, chiaro.
Lo scenario dei prezzi futuri, ovvero cosa, ad oggi, si può ipotizzare che succederà, è frutto di analisi ed esperienza dei trader o degli analisti di mercato ed è un elemento...
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Lo scenario dei prezzi futuri, ovvero cosa, ad oggi, si può ipotizzare che succederà, è frutto di analisi ed esperienza dei trader o degli analisti di mercato ed è un elemento fondamentale a supporto delle scelte per l’ottimizzazione della Fornitura energetica.
Per riuscire a fare una previsione dell’andamento futuro dei prezzi, o addirittura di un prezzo che un determinato prodotto (ad esempio il Q1-2021) avrà in futuro, gli specialisti devono analizzare molti elementi di origine diversa. Da un lato i cosiddetti fondamentali (li abbiamo nominati spesso anche noi), che sono gli elementi strutturalmente importanti per definire l’equilibrio fra domanda ed offerta.
Ad esempio, per il gas naturale abbiamo visto che l’offerta di gas naturale in Europa dipende dal livello degli stoccaggi (quanto gas è immagazzinato e pronto per esser utilizzato), dall’import di gas, sia via tubo che via nave (gas naturale liquefatto o LNG), che arriva (o è previsto che arrivi) sul continente. Questi elementi sono importantissimi per definire quanto gas è (o sarà) disponibile per essere utilizzato, e dunque determinano l’offerta.
Se il gas in arrivo via tubo fosse troppo poco per soddisfare la domanda, si creerebbe una situazione di scarsità della materia prima e dunque, un aumento dei prezzi. Viceversa, se il gas fosse molto abbondante rispetto alla domanda i prezzi tenderebbero a scendere.
Dall’altro lato, invece, gli specialisti devono analizzare la psicologia del mercato, ovvero come potrebbero reagire gli operatori a determinati accadimenti. Ad esempio, se i prezzi del gas naturale per il Q1-2021 fossero già vicini al minimo storico e ci fosse abbondanza di gas prevista per quel periodo, gli operatori continuerebbero a far scendere i prezzi anche al di sotto del prezzo minimo mai visto? O si convincerebbero che meno di così non potrebbe essere?
Entrambi gli elementi, fondamentali e psicologici, vengono analizzati dagli specialisti per ottenere un possibile scenario dei prezzi futuri. La previsione è anche filtrata dall’esperienza degli operatori, che tendono a ricercare nel passato delle dinamiche simili a quelle previste per il futuro, per supportare maggiormente le loro deduzioni e previsioni.
Insomma, fare previsioni sull’andamento dei prezzi non è affatto semplice e, in ogni caso, al modificarsi degli elementi in gioco, possono modificarsi anche le previsioni.
Perché sono importanti? Perché sono la miglior stima, basata su elementi concreti e ottenuta attraverso analisi metodiche, di ciò che potrebbe succedere in futuro. Sulla base delle previsioni gli operatori agiscono sul mercato, acquistando o vendendo energia elettrica o gas con consegna nel futuro per ottenere dei guadagni.
Anche per i clienti di una fornitura energetica le previsioni di mercato sono fondamentali, perché sono l’unico elemento concreto sul quale si può strutturare una strategia di ottimizzazione della fornitura (fixing). Se le previsioni di mercato ad oggi suggeriscono una possibile discesa dei prezzi, magari è meglio aspettare che si verifichi la discesa prevista per poi fare un fixing a livelli di prezzo inferiori rispetto ad oggi. Viceversa, se fosse previsto un aumento dei prezzi sarebbe prudente fare il fixing prima che questo aumento si verifichi.
Chiaramente, per il principio di prudenza, dei fixing di porzioni di consumo sono preferibili al fixing del 100% del volume in un colpo solo, anche perché le previsioni possono, sebbene accurate, essere smentite dal mercato. Dovesse modificarsi la situazione dei fondamentali, con un conseguente cambio delle condizioni di mercato, le previsioni dovranno esser aggiornate per tenere conto del nuovo scenario.
Le previsioni di mercato non possono darmi uno scenario sicuro al 100%.
Come abbiamo già sottolineato, nessuno ha la sfera di cristallo e un tubo che scoppia, uno stoccaggio che ha un problema tecnico o un freddo imprevisto possono inaspettatamente provocare un movimento dei prezzi diverso dalla nostra previsione precedente.
Le previsioni sono infatti continuamente aggiornate per comprendere ogni elemento possibile ma possono esser smentite. Restano in ogni caso lo strumento migliore sul quale basarsi per operare sui mercati e solo un approccio metodico e costante può consentirci di non farci trovare impreparati e di reagire tempestivamente ai nuovi scenari di prezzo.
Andando a sbirciare sul sito di EEX o ICE Futures, è possibile vedere i prezzi dei prodotti all’ingrosso per energia elettrica e gas che sono stati negoziati dagli operatori nella...
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Andando a sbirciare sul sito di EEX o ICE Futures, è possibile vedere i prezzi dei prodotti all’ingrosso per energia elettrica e gas che sono stati negoziati dagli operatori nella giornata odierna (solo con un leggero ritardo di 10 minuti). Questa fotografia dei prezzi di oggi che informazioni ci può dare?
I prezzi “a schermo”, come si suol dire in gergo tecnico, sono un' espressione delle aspettative degli operatori che oggi stanno negoziando le partite standard di energia elettrica o gas con una determinata consegna futura (ad esempio in Italia, con consegna il primo trimestre del 2021, ovvero il Q1-2021).
È la miglior previsione, oggi, di quelli che potrebbero essere i prezzi spot che si consolideranno per il periodo considerato (Q1-2021).
Per un operatore che compra ce n’è uno che vende e quando si accordano sul prezzo il deal è fatto. Entrambi sono d’accordo sul fatto che il prezzo pattuito sia il prezzo “giusto”, in quel momento, per quella quantità di energia o gas con consegna nel futuro (es. per tutto il primo quarto del 2021).
Va detto però che non è noto il motivo per cui i due operatori abbiano deciso di concludere la transazione: un operatore che compra potrebbe farlo in vista di un rialzo dei prezzi (per poter rivendere a un prezzo superiore), oppure per coprirsi da una vendita già fatta, mentre un operatore che vende potrebbe aspettarsi un ribasso o magari ha già acquistato a prezzo superiore e sta consolidando il profitto.
Non è quindi possibile dedurre una previsione sui prezzi futuri solo guardando la fotografia dei prezzi negoziati oggi.
È possibile però trarre qualche informazione in più andando a paragonare i prezzi di oggi con i prezzi di ieri e dei giorni/settimane precedenti. Da questo paragone si riesce a capire se i prezzi sono saliti, scesi o rimasti quasi invariati. L’analisi delle curve storiche consente di percepire quale è stato fino ad oggi il trend del mercato, e questo può aiutare per compiere alcune scelte.
Se nell’ultimo mese il prezzo del Q1-2021 è andato costantemente aumentando, è evidente che qualche elemento fondamentale nell’equilibrio di domanda e offerta ha provocato la salita dei prezzi. Magari non siamo in grado di sapere quale sia questo specifico elemento che muove il mercato, ma se vediamo il mercato in salita (o discesa) per diversi giorni consecutivi dovrebbe quantomeno suonarci un campanellino di allarme che ci spinga a fare qualche ricerca.
Da questo paragone è inoltre possibile notare quando il prezzo di un prodotto si trova sui massimi o minimi dell’ultimo mese/due mesi/sei mesi o addirittura di sempre. Se il prezzo del Q1-2021 si trova al minimo (o al massimo) storico, ad esempio, per quanto non sia immediato capire il motivo, rende evidente l’eccezionalità del prezzo e dunque delle condizioni di mercato e questo dovrebbe far “drizzare le antenne”, spingendo ad approfondire gli elementi del mercato che hanno causato il raggiungimento del minimo (o massimo) in quel momento.
“Specchio specchio delle mie brame… quando il prezzo sarà il più basso di tutto il reame? ” Chi deve scegliere il momento giusto per bloccare il prezzo della fornitura...
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“Specchio specchio delle mie brame… quando il prezzo sarà il più basso di tutto il reame? ” Chi deve scegliere il momento giusto per bloccare il prezzo della fornitura probabilmente vorrebbe l’aiuto dello specchio magico (o della sfera di cristallo) per azzeccare il momento esatto in cui i prezzi sono al minimo e risparmiare sui costi di energia elettrica e gas.
Ogni cliente ha il suo metodo di scelta del fornitore e del contratto di fornitura, così come del momento dell’anno in cui fissare il prezzo fisso o fare un fixing. Qualcuno lo fa entro un certo mese, qualcuno lo fa necessariamente in un determinato periodo dell’anno, qualcuno aspetta che il mercato sia ad un certo livello di prezzo.
Qualunque sia il metodo, la possibilità di fissare il prezzo nel momento di minimo è relativamente scarsa, se si considera l’intero anno precedente alla fornitura, e serve una bella dose di fortuna per farlo. Come fare dunque?
Senza maghi e veggenti, è davvero complicato prevedere l’esatto momento in cui il mercato sarà al livello più basso di tutto l’anno, ma esistono alcune pratiche che aiutano nella corretta gestione di un contratto di fornitura.
Sicuramente un metodo efficace per aumentare le chances di buona riuscita dell’operazione è l’analisi del mercato. Riuscire a capire cosa succede sui mercati all’ingrosso, quali sono le dinamiche dei prezzi e quali elementi fondamentali guidano gli operatori, consente ai clienti di compiere delle scelte basate su elementi concreti.
Poter fare previsioni ragionevolmente accurate, supportate dalle analisi, aiuta non solo ad aumentare la confidenza con la quale si compie una scelta ma anche le probabilità di una scelta corretta.
Non tutti i clienti però hanno la possibilità di dedicare una risorsa all’analisi dei mercati all’ingrosso di gas e power e dunque è spesso necessario trovare all’esterno le competenze necessarie per supportare queste scelte. Attenzione però, nonostante la correttezza delle analisi e l’impegno profuso, il successo della previsione può non esser garantito al 100%.
Innanzitutto, è necessario definire un intervallo temporale nel quale ottimizzare il timing della scelta del prezzo. Concentrare lo sforzo sulla scelta del momento migliore per fissare il prezzo nell’intero anno precedente alla fornitura o nel mese di ottobre è decisamente diverso. A gennaio è davvero difficile sapere con certezza come evolveranno i prezzi nel corso dell’anno fino a dicembre (qualcuno avrebbe potuto prevedere l’epidemia di coronavirus, a gennaio?), mentre a inizio ottobre è più ragionevole riuscire a prevedere, con una buona precisione, l’evoluzione dei prezzi nel corso del mese.
Inoltre, nonostante le analisi, le competenze, la professionalità e l’esperienza, non sempre il mercato si muove sulla base di elementi totalmente prevedibili. Un esempio è l’epidemia di quest’anno (che ha portato il petrolio e il gas naturale ai minimi storici) , ma molti sono gli episodi, gli elementi e le informazioni che possono provocare un rialzo (o un ribasso) difficilmente prevedibile.
Certo è che l’analisi dei mercati, fatta in house o in outsourcing, consente di compiere scelte razionali, basate su elementi concreti, e diminuisce il rischio di essere impreparati e in balia degli eventi. Inoltre, anche davanti all’imprevedibile, consente di gestire nel modo migliore la situazione, reagendo immediatamente e adattando l’ottimizzazione della fornitura al nuovo scenario dei prezzi.
Chi è stato al casinò almeno una volta nella vita sa che puntare su un solo numero alla roulette (all in) consente di vincere, se si indovina, delle somme interessanti. Puntare su 4 o 6 numeri contemporaneamente, però, se da un lato diminuisce la possibile vincita, dall’altra aumenta le possibilità di indovinare il numero vincente.
Allo stesso modo è possibile diluire il rischio di sbagliare il momento in cui si fissa il prezzo della propria fornitura scegliendo di fare dei fixing progressivi nel corso dell’anno, gestendo il contratto a prezzo variabile invece di richiedere una fornitura a prezzo fisso.
Come nel caso della roulette, ci sono gli stessi pro e gli stessi contro. Scegliere un prezzo fisso per l’intera fornitura consente, se si riesce a indovinare il momento giusto, di assicurarsi una fornitura al minor prezzo possibile (o quasi). Di contro, però, se si fissa il prezzo nel momento sbagliato, l’intera fornitura sarà molto più onerosa.
Fare dei fixing progressivi nel corso dell’anno, invece, permette di diminuire il rischio che il momento sia quello sbagliato, mediando i prezzi dei diversi fixing. Se alcuni fixing vengono fatti quando i prezzi sono molto alti, gli altri fixing a prezzo inferiore diminuiranno l’impatto delle scelte sbagliate.
La diluizione del rischio aiuta dunque i clienti a gestire in maniera razionale e prudente il proprio approvvigionamento e le scelte, giuste o sbagliate, hanno un impatto mediato sul totale dei volumi.
La gestione della fornitura può dunque trarre un vantaggio sia dal monitoraggio e dalle analisi dei mercati, sia da un approccio prudente al pricing attraverso il fixing dei prezzi. Unire le due pratiche, a questo punto, è evidentemente l’approccio più razionale e consistente possibile e la maggior parte dei clienti ottengono così non solo una fornitura energetica a condizioni economiche più vantaggiose, ma anche un miglior controllo dei rischi. Nessuno avrà il famoso specchio magico, dunque, ma la corretta gestione del contratto di fornitura è possibile anche senza la magia!
La qualità di un fornitore di energia elettrica e gas è un parametro ingiustamente sottostimato. Troppo di frequente, difatti, si considera il prezzo come unica discriminante nel...
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La qualità di un fornitore di energia elettrica e gas è un parametro ingiustamente sottostimato. Troppo di frequente, difatti, si considera il prezzo come unica discriminante nel processo di scelta di un nuovo fornitore.
È convinzione diffusa e tuttavia fuorviante che “la proposta commerciale più vantaggiosa sia quella che assicura il maggior risparmio sul prezzo di acquisto”.
La vera convenienza, però, si costruisce nel lungo periodo, con un giusto mix di servizi ricevuti e costi.
La “Disciplina dei livelli specifici e generali di qualità commerciale dei servizi di distribuzione e vendita del gas”, emanata nel 2001 da Arera, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (www.arera.it), e successive modifiche e integrazioni hanno fissato gli standard nazionali di qualità commerciale e li hanno resi uniformi e obbligatori su tutto il territorio nazionale.
Per tutti gli esercenti. Tuttavia la tecnologia evolve e alcuni fornitori si distinguono offrendo servizi aggiuntivi o più raffinati che potrebbero semplificare ulteriormente il rapporto tra fornitore e azienda cliente.
I fornitori, difatti, non sono tutti uguali. Nemmeno sulla carta. Ma come riconoscere un fornitore di indubbia qualità? In primis valutando i servizi che è in grado di fornire.
Il primo incontro tra un energy manager e un’azienda fornitrice di energia avviene attraverso il sito e i documenti commerciali: la proposta a seguito della RdO, e il contratto. La chiarezza e la trasparenza sono le prime peculiarità da ricercare. E da confrontare.
In un mercato complesso e fluttuante, infatti, il cliente ha il diritto di avere ogni informazione in maniera precisa, veloce e puntuale. Dunque la facilità di contatto, un sito efficiente, una chat bot, operatori preparati al call center, per esempio, sono in grado di elevare il livello di un fornitore rispetto a un altro.
Anche la velocità nelle procedure di allacciamento o nella risposta a una richiesta d’intervento sul campo possono fare la differenza per un’azienda/cliente. Nell'era della comunicazione digitale, non è difficile raccogliere informazioni in tal senso. Chiedere un impegno preciso per iscritto al fornitore è sempre buona prassi.
Troppi dettagli o troppo pochi: la fattura emessa dai fornitori italiani di energia è mediamente poco trasparente. Ciò accade di frequente, nonostante l’Authority abbia chiesto di semplificare le bollette già nel 2011.
Nella ricerca di una nuova fornitura, quindi, il tema è da prendere molto seriamente: tra i servizi ricercati devono esserci proprio le bollette di più facile comprensione. Difatti, il cliente ha il diritto di comprendere a fondo tutte le voci di spesa che si trova a dover sostenere.
Alcune aziende di fornitura hanno messo mano alla stesura dei propri documenti, rendendoli più leggibili.
Le componenti del prezzo finale sono divise in:
- oneri generali (promozione delle energie da fonti rinnovabili, contributi per ricerca e sviluppo, contributo per lo smantellamento delle centrali nucleari…);
- imposte;
- servizi di rete;
- servizi di vendita.
Nel mercato libero, inoltre, potrebbero essere aggiunti ulteriori servizi particolari e differenziazioni commerciali. Ogni voce deve essere sempre esplicitata.
Conguagli, doppie fatturazioni e ritardi nell’invio del documento devono essere ridotti al minimo.
La verifica di tutti i dettagli sopra elencati richiede lunghe giornate di attenzione e comparazione tra diverse offerte. Il lavoro è immane, ma un buon marketplace digitale può farlo in pochi passaggi. Si liberano così molte ore lavorative che l’energy manager potrà dedicare ad altre importanti attività di efficientamento aziendale.
“Nel mezzo del caos, c'è anche l’opportunità" ~ Sun Tzu. Anche se oggi parliamo di Energy Management nel 2020, il filosofo cinese del V secolo a.C. è attualissimo nella sua...
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“Nel mezzo del caos, c'è anche l’opportunità"
~ Sun Tzu.
Anche se oggi parliamo di Energy Management nel 2020, il filosofo cinese del V secolo a.C. è attualissimo nella sua riflessione. Se poi consideriamo che a lui si attribuisce un importante trattato di strategia militare, “L’arte della Guerra”, il collegamento mentale è presto fatto: “Covid19 - recessione - opportunità”.
Anche dalla dura battaglia al virus, difatti, c’è qualcosa da imparare.
Cosa ci lascerà questo 2020? E cosa c’entra questo argomento con la gestione dell’energia in azienda? Più di quanto si creda.
Ma andiamo con ordine e cerchiamo di capire meglio il contesto in cui l’Energy Manager si trova a operare.
Colpite duramente dal propagarsi del virus, le aziende italiane stanno rialzando faticosamente la testa, chi più, chi meno. Certo il denaro scarseggia e risparmiare è un must irrinunciabile. Il taglio dei costi in bolletta, quindi, è sempre più necessario.
Ma attenzione a scegliere solo in base al prezzo. Non sarebbe una buona operazione di Energy Management.
Secondo un’analisi di Cerved Rating Agency riportata da Il Sole 24 Ore, infatti, circa il 10% delle aziende italiane rischia il fallimento.
Andando nello specifico delle realtà del settore fornitura gas ed elettricità, lo studio indica un rischio default per il 6% delle società, nell’ipotesi più ottimistica. Nel caso che la guerra al Covid19 si riveli più lunga del previsto, però, Cerved accresce la sua stima fino all’11%.
Lo scorso marzo, inoltre, Milano Finanza riportava dati ancor più allarmanti, mettendo in evidenza che le aziende più a rischio sono quelle con un rating tra B e BBB, praticamente il 65% delle Pmi italiane.
Gli stress test condotti da modefinance, infatti, hanno tracciato un quadro drammatico dell’economia italiana.
Incappare in un fornitore a rischio fallimento, quindi, è una possibilità concreta. La liberalizzazione del mercato energia, difatti, si è tradotta velocemente in un proliferare di società che fanno a gara per accaparrarsi il cliente, puntando sul prezzo.
È verosimile, però, che la maggior parte di queste abbia un merito di credito di livello intermedio, quindi non sufficiente a superare agevolmente la crisi. Cosa accadrebbe nel caso di un contratto in essere con un’azienda fragile finanziariamente? Il danno si ripercuoterebbe anche nei conti del cliente. Ecco che la scelta del fornitore è da condurre con maggior attenzione.
Nei primi mesi dell’anno, alla Borsa energia, i prezzi del gas e dell’elettricità hanno subito una flessione considerevole. Si è parlato di un crollo.
Nel mezzo del caos epidemico, siglare un contratto a quelle quotazioni sarebbe stato molto vantaggioso. Certo non sarà stata la prima idea, ma oggi possiamo rifletterci.
La fluttuazione del mercato, però, consente in ogni periodo dell’anno di cogliere le migliori opportunità. Basta conoscerle e sapere come agire.
Il 2020 insegna che chi ha contrattualizzato le proprie forniture per gli anni a venire ha colto il vantaggio delle conseguenze del Covid.
Per ottenere un tale risultato è stato sufficiente scegliere un contratto a prezzo indicizzato e fare fixing per una parte dell’energia mentre il mercato fletteva.
Sottoscrivere un contratto di fornitura oggi per gli anni successivi al 2021, dunque, può sembrare stravagante, ma ha molto senso. Si potrebbe fissare il prezzo anche per il 50% dell’energia, ad esempio, già per il 2022.
L’Energy Management 2020, allora, rompe con il passato, anche in considerazione del fatto che la digitalizzazione delle aziende è cresciuta considerevolmente. Chi non fatto ricorso allo smart working? Chi non cerca oggi le migliori soluzioni online a qualsiasi problema?
Anche per l’Energy Management, quindi, il web ha le risposte ideali: piattaforme e servizi digitali per gestire la ricerca di fornitori finanziariamente solidi e per cogliere le opportunità dalle fluttuazioni del mercato con un contratto a prezzo variabile.
Sia per il power, che per il gas , abbiamo più volte nominato i costi di sbilanciamento e modulazione inclusi tendenzialmente nel termine P0 della formula di indicizzazione. Cosa...
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Sia per il power, che per il gas , abbiamo più volte nominato i costi di sbilanciamento e modulazione inclusi tendenzialmente nel termine P0 della formula di indicizzazione.
Cosa sono dunque e come si possono contenere?
Le formule di indicizzazione più comuni sono composte da due termini: il Ppower (o Pgas) che fa riferimento al prezzo di mercato dell’energia o del gas e il P0 che copre i costi di modulazione, sbilanciamento e il margine del fornitore.
Tralasciando il margine del fornitore, il resto della formula riguarda i costi che il fornitore sostiene per la fornitura del cliente.
Si parla di modulazione (sia per il gas che per l’energia elettrica) in riferimento alla forma che il profilo ha nelle diverse ore/giorni/mesi dell’anno. Un profilo di consumo piatto e costante ha pochissima differenza fra il consumo massimo e minimo nelle diverse ore o nei diversi giorni dell’anno (è poco modulato). Viceversa, un profilo molto variabile ha minimi e massimi molto distanti fra loro e molta oscillazione nelle diverse ore o nei diversi giorni dell’anno (è molto modulato).
Nei contratti in cui il Ppower o il Pgas si riferiscono a valori orari (es: Pun orario) o giornalieri (es: PSV Day Ahead) non è necessario che nel P0 sia inserito un costo di modulazione, perchè il cliente paga esattamente il prezzo delle ore o dei giorni in cui consuma. Viceversa, nelle formule in cui il prezzo Ppower o Pgas è basato su quotazioni medie mensili (es: PUN aritmetico Baseload o PSV Month Ahead), la modulazione del profilo di consumo (più o meno variabile) deve essere stimata, in termini di costi, ed inserita nel P0.
Quando il fornitore in sede di contrattualizzazione deve stabilire il prezzo per la sua offerta, deve valutare quanto la forma del profilo del cliente si discosti da un profilo standard (quotato sul mercato all’ingrosso) per poter stabilire un prezzo per tutte le ore/i giorni di consumo. Dovrà quindi calcolare quale differenza in termini di prezzo esista fra il prodotto baseload quotato di riferimento per la sua offerta e il profilo variabile del cliente.
Nel termine P0, dunque, verrà inserito il costo di modulazione, ovvero un valore in €/MWh o c€/Smc che consenta al fornitore di coprire la differenza fra il costo del consumo reale del cliente e il costo di un profilo standard. Questa voce può essere, in qualche raro caso, uno sconto e non un costo, quando il profilo di consumo si concentra in ore o giorni tendenzialmente meno costosi.
Ad esempio, per il power, se nel momento dell’offerta la media del prezzo nelle
ore di picco è 3€/MWh sopra la media del baseload ed il cliente consuma soprattutto nel picco, il fornitore inserirà un costo di modulazione che copra questo delta.
Un cliente con profilo di consumo molto piatto e costante sosterrà costi inferiori di modulazione rispetto ad un cliente con un profilo molto variabile e concentrato in specifici giorni/ore.
Qui è necessario fare una piccola specificazione: non stiamo parlando dei corrispettivi di trasporto e dispacciamento, stabiliti dall’ARERA e applicati in fattura alle voci “servizi di rete”, “dispacciamento” o “oneri di sistema”, ma di una voce di costo relativa alla materia prima, inclusa nel P0.
Il fornitore, quando acquista l’energia o il gas da consegnare al cliente, si basa su un profilo di consumo stimato fornitogli dal cliente stesso (può essere il profilo utilizzato per l’offerta di fornitura o un profilo di consumo più aggiornato fornito dal cliente).
Una volta acquistato dal fornitore l’energia o il gas necessari per coprire il fabbisogno stimato del cliente, però, può capitare che il cliente consumi di più o di meno di quanto stimato e acquistato dal fornitore. Questo squilibrio deve esser risolto in tempo reale, in modo che il cliente non subisca interruzioni nel consumo. Il cliente dunque preleva le quantità di gas o energia elettrica in più (o riconsegna le quantità che consuma in meno) direttamente dalla rete.
Il costo (o il ricavo) relativo a queste quantità viene fatturato al fornitore da Terna (per l’energia elettrica) o da Snam (per il gas). Nelle formule di indicizzazione che non prevedono il ribaltamento del costo di sbilanciamento in toto al cliente (tipico di alcune formule per clienti energivori), il fornitore inserisce nel P0 un costo stimato che lo copra dal rischio che il cliente consumi con un profilo talmente diverso da quanto preventivato che il costo sostenuto possa intaccare il margine previsto. Il P0, chiaramente, non varia nel corso della fornitura e solo a posteriori il fornitore potrà capire quanto lo sbilanciamento del cliente ha impattato sul suo margine.
Nei contratti a prezzo variabile il P0 è un termine separato dal Ppower o Pgas, mentre nei contratti a prezzo fisso i costi di modulazione, sbilanciamento e il margine del fornitore sono direttamente inclusi nel prezzo fisso applicato dal fornitore. Come abbiamo detto, il P0, così come il prezzo fisso, è un termine stabilito in sede contrattuale e fisso per tutta la durata della fornitura.
Nel tempo, però, è possibile contenere gli oneri relativi a modulazione e sbilanciamento con alcuni accorgimenti.
Innanzitutto, è fondamentale conoscere bene il proprio profilo di consumo e la propria flessibilità. In questo modo, è possibile seguire più fedelmente il profilo di consumo stimato (quello dato al fornitore per l’allestimento dell’offerta o un aggiornamento più recente), diminuendo l’onere di sbilanciamento.
Per quanto riguarda il costo di modulazione, invece, è possibile ridurlo solo se il proprio consumo è abbastanza flessibile da poter essere “appiattito” e reso più costante e pochi clienti hanno effettivamente la possibilità di “cambiare la forma” del proprio consumo per diminuire i costi di modulazione.
In ogni caso, questo tipo di valutazione deve incidere anche sulla scelta dell’indicizzazione della propria fornitura. I clienti che hanno capacità di essere flessibili e gestire attivamente il proprio consumo, potrebbero trarre maggior beneficio da formule orarie (per il power) o giornaliere (per il gas), diminuendo il costo di modulazione.
I clienti che conoscono meno il proprio profilo di consumo o non hanno flessibilità, invece, potrebbero preferire un costo di sbilanciamento e modulazione fisso (nel P0), delegando la gestione del rischio al fornitore.
Pensiamo a un Energy manager, un imprenditore, un dirigente d'azienda che deve scegliere il nuovo contratto e la nuova fornitura per i consumi energetici della propria impresa....
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Pensiamo a un Energy manager, un imprenditore, un dirigente d'azienda che deve scegliere il nuovo contratto e la nuova fornitura per i consumi energetici della propria impresa. Quali sono i vantaggi di scegliere energia Green? Ce ne sono diversi, e tutti in grado di portare risultati e benefici molto tangibili. Non solo per l'Ambiente, la società nel suo complesso, ma anche per le performance aziendali.
Ecco uno dei tanti motivi per cui rendere Green i consumi energetici aziendali conviene: i consumatori e clienti, ormai da tempo, rivolgono sempre più la loro attenzione e le loro preferenze alle aziende 'Green', e alle loro scelte ecologiche trascurando sempre più spesso i Brand non sostenibili.
Da questo Trend nasce dunque un processo virtuoso per cui i clienti sono pienamente soddisfatti solo se a un buon rapporto qualità/prezzo dei prodotti o servizi si abbina un convincente segnale di sostenibilità del produttore scelto.
Per queste aziende Green, quindi, il fatturato è destinato a salire, creando così un circolo vantaggioso per tutti: la sostenibilità ambientale per un'azienda diventa perciò un vantaggio competitivo. Anche se i vantaggi dell’energia green non sono immediatamente riscontrabili a livello economico, avendo un costo maggiore rispetto all’acquisto di energia ad un prezzo più basso, i vantaggi sono riscontrabili su molteplici fronti, ecco quali.
La scelta ecologica per i consumi energetici è una scelta strategica, che ha un forte impatto sull'etica, sulla reputazione, sull'immagine, sulla comunicazione dell'impresa.
In media l'energia Green costa un po' di più, in genere tra il 2% e il 5% in più rispetto all'energia cosiddetta Grigia (quella tradizionale da fonti fossili e più inquinante). Comunque, a conti fatti e guardando ai risultati finali dell'azienda questa differenza di prezzo alla fornitura viene poi ampiamente colmata e recuperata – diventando conveniente e vantaggiosa anche in termini economici – perché la politica sostenibile nei consumi energetici ha un impatto di reputazione, immagine e comunicazione molto forte sul mercato. Insomma, le scelte e strategie Green vengono sempre più premiate.
La sostenibilità – anche dei consumi energetici – è o può diventare quindi uno strumento di comunicazione e marketing molto importante ed efficace: si possono avere dei ritorni rilevanti in termini economici e di fatturato dalle conseguenti scelte del mercato.
Un altro importante vantaggio nel rendere Green i consumi energetici aziendali riguarda gli incentivi pubblici per chi usa fonti di energia rinnovabili. In Italia questi incentivi sono erogati attraverso diversi meccanismi e misure: Certificati verdi e tariffa omnicomprensiva, Conto Energia, Conto termico, Contributi comunitari, nazionali e regionali. Già dal 2013 sono operativi gli incentivi Fer-E, per le fonti rinnovabili elettriche, escluso il fotovoltaico.
Per esempio, il decreto Fer 1, in vigore dall'estate scorsa, incentiva e sostiene la produzione di energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici, solari fotovoltaici, eolici On shore, e a gas residuati dei processi di depurazione.
Il regime di incentivazione per le imprese Green risulta dunque differenziato per fonte rinnovabile, dimensione degli impianti, data di costruzione o allacciamento alla rete di distribuzione.
Anche per chi già utilizza, ad esempio, i pannelli solari per i propri consumi energetici, se l'energia che ne deriva non basta è possibile prendere altra energia Green dai contratti di fornitura sul mercato.
Le fonti di approvvigionamento e fornitura di energia 'verde' possono essere diverse, ogni Energy manager, ogni imprenditore e ogni azienda ha tre possibilità: avere i pannelli solari; scegliere e contrattualizzare il fornitore di energia Green; o fare entrambe le cose, in un mix di soluzioni per i propri consumi energetici.
Per tutti questi motivi, risulta vantaggioso utilizzare delle piattaforme online specializzate nella fornitura di energia B2B che: comprendano al loro interno la possibilità di scelta e di fornitori Green; offrano soluzioni e offerte non standardizzate sul mercato di massa, ma fortemente personalizzate per le specifiche caratteristiche ed esigenze di ogni azienda.
Come personalizzare e profilare l'offerta di energia 'verde'? L'azienda cliente sceglie e indica tutti i parametri di selezione dell'offerta da tenere in considerazione e la piattaforma rende possibile il confronto e la comparazione tra le diverse offerte del mercato, servizi, prezzi e opportunità. Così l'azienda cliente va a selezionare e scegliere l'offerta giusta e più adeguata per i proprio obiettivi.
Affrontiamo un'esigenza molto importante e concreta delle aziende, e la sua migliore soluzione. L'esigenza fondamentale è questa: cercare il proprio fornitore di gas B2B. Una...
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Affrontiamo un'esigenza molto importante e concreta delle aziende, e la sua migliore soluzione. L'esigenza fondamentale è questa: cercare il proprio fornitore di gas B2B. Una soluzione rapida e affidabile per trovarlo è la piattaforma digitale di YEM Marketplace. Vediamo perché e come.
Innanzitutto, prendiamo in considerazione la possibilità di assegnare questo compito a un consulente in carne e ossa.
In questo caso, al professionista occorrerà molto tempo e lavoro per analizzare la situazione e le esigenze nell'uso di gas da parte dell'azienda cliente, calcolare consumi e costi, fare prospetti e preventivi.
In più, come si sa, nessun consulente è infallibile.
Utilizzando invece una piattaforma digitale online specializzata come YEM Marketplace è possibile cercare, selezionare e trovare il proprio fornitore di gas B2B in pochi click dal proprio computer. Ogni cliente viene accompagnato online nell'uso della piattaforma YEM Marketplace in modo molto pratico, facile e veloce, è adatto quindi ad ogni tipo di utenza.
Inoltre, per trovare le soluzioni e il fornitore di gas B2B migliori per la propria impresa non è necessario aspettare un periodo preciso dell’anno, per esempio la scadenza del contratto precedente, perché la piattaforma essendo online è accessibile in qualsiasi giorno e in qualsiasi momento dell'anno.
Quindi non c'è motivo di ridursi a fare tutto all’ultimo minuto quando si può benissimo pianificare meglio e in anticipo, trovando in questo modo i prezzi e le condizioni migliori per il gas B2B.
Un altro importante vantaggio, e valore aggiunto, nell'uso di YEM Marketplace è che le offerte che si possono trovare sono tutte fortemente personalizzate.
Ogni azienda, ogni Energy manager, ma anche l'imprenditore deve solo compilare i format predefiniti online, dove man mano l’utente è accompagnato nell’inserimento dei dati necessari per la formulazione di un contratto di fornitura gas B2B.
In questo modo, tutto avviene in tempi molto rapidi e coincidenti tra loro, e seguendo parametri completi e uguali per tutti, proprio per far sì che le varie offerte dei fornitori siano tutte ben confrontabili tra loro.
Se invece le offerte e i prezzi del gas B2B proposti dai fornitori arrivano in tempi diversi, oppure se sono il risultato dell'elaborazione di dati differenti e non omogenei dell'azienda cliente, di fatto le varie offerte non sono direttamente confrontabili tra loro, perché i parametri non sono uguali per tutti.
Con YEM Marketplace l'azienda cliente ha la certezza di ottenere proposte e prezzi di fornitura comparabili, e YEM in questo modo realizza un Ranking, una graduatoria, in base al prezzo, delle offerte così raccolte, mettendo in evidenza quelle che risultano più convenienti. Un Ranking e una 'gara' delle offerte basate sul prezzo, dato che la qualità del servizio fornito è già stata attentamente selezionata a priori da YEM, ed è quindi garantita per tutti i suoi fornitori di gas B2B.
Infine, l’utente può contattare le aziende suggerite dal marketplace per avviare una trattativa a partire dalla richiesta di offerta calcolata dal marketplace. Avviando così una trattativa avendo già a disposizione gran parte delle analisi necessarie per la stesura del contratto.
I fornitori presenti nel marketplace sono scelti in base alla loro solidità finanziaria e di mercato per garantire all’utente finale un servizio sicuro e affidabile.
Allo stesso modo, gli utenti che si avvalgono della piattaforma vengono presentati all’azienda fornitrice in maniera imparziale affinché non ci possano essere differenze di trattamento in base, per esempio, a dimensione o fatturato.
Il sistema è veloce, pratico, conveniente, e lo è per tutti, a prescindere dalle dimensioni o dalla notorietà dell'azienda cliente.
I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno...
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I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno chiuso, come normalmente avviene nelle due settimane centrali del mese, per recuperare il precedente fermo della produzione e delle vendite dovuto alle misure di contenimento del Covid-19.
Il PUN medio mensile si consuntiverà di poco al di sopra di 40 €/MWh, mettendo a segno un recupero prossimo al 15% rispetto a luglio. La quotazione del Cal21 BL a fine agosto è invece del 10% superiore a quella del 31 luglio, avendo assorbito il contestuale rialzo del prezzo del gas, ma scontando ancora l’incertezza della ripresa nei mesi autunnali e a inizio 2021. I prezzi spot al TTF hanno recuperato velocemente terreno trainando i forward. Il rialzo è legato a quello del GNL (temporanea chiusura dell’importante impianto di liquefazione di Gorgon in Australia e fermo della produzione nel Golfo del Mes
sico causata dall’uragano Laura), alla temporanea riduzione dei flussi di gas da Russia e Norvegia e al ridotto apporto di produzione elettrica del nucleare francese. Nonostante gli stoccaggi europei fossero prossimi al pieno riempimento già a fine luglio, la domanda da iniezione è inoltre stata sostenuta dall’Ucraina, dove i livelli delle scorte sono oltre il 40% superiori a quelli del 2019.
L’Energy business è una materia complessa: riguarda la generazione, il trasporto, il dispacciamento, la vendita e la distribuzione all’utente finale di energia elettrica e gas. I...
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L’Energy business è una materia complessa: riguarda la generazione, il trasporto, il dispacciamento, la vendita e la distribuzione all’utente finale di energia elettrica e gas. I soggetti protagonisti di questo mercato sono molti.
Quando un ufficio acquisti lancia una gara, riceve dai fornitori un’offerta economica che comprende, oltre a tasse e accise, tutti i costi a monte, dalla produzione all’utenza finale.
I guadagni generati lungo tutta la filiera, a logica, non ricadono certo sugli utilizzatori dell’energia. Anzi, a voler ben guardare, vi ricadono i costi, perché i passaggi delle materie prime dalla fonte alla sede di utilizzo implicano il ricarico dei margini di guadagno per i player coinvolti.
Tuttavia, è proprio entrando nei meccanismi di questo particolare mercato che anche l’utente finale potrà godere di un vero e proprio tornaconto dalla stipula di un nuovo contratto.
Seguendo l’andamento dell’Energy business, infatti, l’ufficio acquisti può guadagnare dai periodi di flessione dei prezzi delle materie prime.
L’elettricità e il gas vengono venduti e acquistati nell’ambito specifico delle Borse. Parliamo della Borsa elettrica (istituita nel 2003) e della Borsa italiana del gas, (il cui avvio risale al 2013). La gestione economica delle Borse è affidata in esclusiva, dal 2009, al GME - Gestore Mercati Energetici. Questa scelta garantisce il buon fine e la trasparenza delle transazioni.
Gli operatori abilitati alla compra/vendita di materie prime energetiche creano con la loro attività un meccanismo di domanda/offerta che contribuisce alle variazioni di prezzo.
Il prezzo dell’energia elettrica e del gas, in ogni particolare momento (del giorno, del mese e dell’anno), dipende da diversi fattori. Certamente la “disponibilità” della materia prima gioca un grosso ruolo, ma anche la richiesta da parte degli utilizzatori finali ha una grande importanza. Gli operatori esperti in Energy Business sanno per esperienza che vi sono periodi specifici e/o momenti di picco delle richieste e viceversa.
Le fluttuazioni dei prezzi nell’ambito dei mercati energetici rappresentano una fonte di grandi opportunità per le aziende.
Fissare il prezzo dell’energia nel momento di maggior flessione del mercato significa assicurarsi una fornitura a basso costo. Ciò è possibile attraverso un contratto a prezzo indicizzato che consenta di fare fixing. Con queste condizioni, l’ufficio acquisti si assicura:
Certo, nessuno può avere la certezza che il mercato degli anni a venire offrirà condizioni di prezzo favorevoli. In linea teorica, dunque, esiste anche il rischio di acquistare energia a un prezzo più alto della media, in caso di rialzi.
Gli esperti di trading nel settore energetico saprebbero orientare l’ufficio acquisti in modo da minimizzare i rischi. Tuttavia, questa consulenza ha un costo che spesso vanifica il risparmio.
L’utilizzo di una piattaforma avanzata online che offra i servizi di marketplace e di ottimizzazione dei prezzi, invece, vuol dire poter gestire in totale semplicità e trasparenza:
-la scelta di un fornitore esente da rischi finanziari, dunque affidabile;
-un cospicuo risparmio di ore lavorative;
-un contratto a prezzo variabile realmente su misura;
-il monitoraggio costante del mercato;
-i momenti giusti per fissare il prezzo di una parte dell’energia acquistata.
In questo modo, è possibile cogliere ogni opportunità generata dall’Energy business, minimizzare i rischi e ottenere risparmi che superano le aspettative.
La scelta di un prezzo variabile con possibilità di fixing è di interesse per le aziende che vogliono cogliere le opportunità date dalla volatilità dei prezzi. Si tratta di...
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La scelta di un prezzo variabile con possibilità di fixing è di interesse per le aziende che vogliono cogliere le opportunità date dalla volatilità dei prezzi. Si tratta di cercare di comprare energia quando i prezzi sono più bassi e allo stesso tempo, abbassando i rischi di un contratto a prezzo variabile, in cui l’imprevisto di ricevere una fattura troppo alta è sempre dietro l’angolo.
Una soluzione che ha tanti vantaggi, ma richiede altrettanti sforzi a chi si occupa di energy management e ai responsabili dell’ufficio acquisti perché necessita non solo di tempo e costanza, ma anche di competenze specifiche.
Questa combinazione di fattori difficilmente può essere soddisfatta all’interno dell’azienda, nella tradizionale interlocuzione con il fornitore oppure rivolgendosi a un singolo esperto.
Ecco perché non bisogna assecondare né la narrazione secondo la quale il fixing è una soluzione alla portata di tutti, né la visione opposta che vede questa possibilità contrattuale come una prerogativa di pochi.
È a causa di questo doppio equivoco che i problemi più frequenti del contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing sono spesso sottovalutati oppure restano del tutto sconosciuti. Essere consapevoli di quali sono gli ostacoli da affrontare per portare a termine un’operazione di fixing con successo è, invece, fondamentale.
In questo articolo ci occuperemo, quindi, dei problemi più frequenti per il fixing del prezzo dell’energia dal punto di vista delle aziende: mancanza di tempo e competenze, bassa autonomia e alta responsabilità, asimmetria informativa tra azienda e fornitore o consulente.
Avere una visione del mercato e stabilire una strategia di gestione del rischio è un’operazione molto complessa. Ci vogliono tempo e competenze per monitorare l’andamento dei mercati dell’energia elettrica e del gas, a causa della loro peculiarità, della complessità delle dinamiche che li contraddistinguono, della frammentazione dei dati e della mancanza di completezza delle informazioni.
Non esiste un unico sito web accessibile gratuitamente che raccoglie e confronta tutti i dati di cui abbiamo bisogno e non tutte le aziende hanno la possibilità di consultare database completi a pagamento, anche attraverso il supporto di esperti.
Sui siti web pubblici è possibile, ad esempio, consultare solo i grafici con i prezzi del giorno. I dati pubblici generalmente coprono il breve e il medio periodo, ma non il lungo termine e richiedono inoltre una capacità di interpretazione molto ampia, che non si limita all’analisi del settore specifico, ma tiene conto anche del contesto internazionale e di eventi geopolitici.
Per creare il calendario dei click, quindi dei momenti specifici in cui effettuare il fixing del prezzo, sono necessarie inoltre competenze di trading.
Come si fa a capire qual è il momento giusto per comprare energia elettrica e gas? È la domanda che si pongono tutti gli energy manager. Un quesito che spesso viene rivolto ad esperti esterni all’azienda oppure al fornitore.
Nel primo caso l’expertise richiesta è molto alta, ma la competenza non è sufficiente a garantire una strategia di fixing davvero efficace. È necessario, infatti, seguire in modo continuo l’andamento mercato. Ma quanto costa un servizio di consulenza quotidiano?
Troppo per molte aziende. Nel caso si scelga di affidarsi al fornitore, invece, bisogna tenere conto del limite di questa operazione: il fornitore può infatti offrire informazioni generali, ma non è in grado di andare nel dettaglio. Non può, in definitiva, indicare qual è l’esatto momento per fare fixing.
Una delle difficoltà principali della scelta di un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing è che la responsabilità del successo o dell’insuccesso dell’operazione può essere addebitata ad una sola persona.
Questo avviene in assenza di una reale strategia di gestione del rischio e di fronte alla difficoltà di progettare a lungo termine. La complessità delle dinamiche di fixing rende difficile spiegare all’interno dell’azienda un mancato risparmio.
Un’errata strategia può dipendere dalla scarsità di informazioni degli interlocutori a cui ci rivolgiamo oppure è frutto di un’interpretazione errata dei dati. L’errore umano è sempre in agguato. L’asimmetria informativa tra esperto ed energy manager non consente al responsabile dell’azienda di gestire autonomamente le strategie di fixing, né eventualmente di giustificarle di fronte ai vertici dell’azienda.
L’energy manager per diventare un esperto di fixing ha bisogno di informazioni complete per gestire i contratti. Ora può contare sulle analisi non di un singolo consulente, ma di un team di esperti: matematici ed economisti, specializzati nel settore energetico che fanno parte dell’osservatorio indipendente REF-E.
E su piattaforme digitali che combinano analisi di mercato e strategie di rischio grazie all’utilizzo di algoritmi in grado di analizzare le informazioni fornite da ogni utente e di dare risposte personalizzate.
Un mix di tecnologia ed expertise umana che consente al manager di condividere il rischio nella scelta dei contratti, rendendosi allo stesso tempo più autonomo, e di superare l’asimmetria informativa tra azienda e fornitore, impiegando meno tempo e risorse nella gestione dei contratti di energia, senza dover rinunciare a tutte le altre attività.
Se il “fixing contratto energia” è un concetto ancora avvolto da una densa nebulosa di incomprensione o d’indifferenza, sappi che questo è il blog-post giusto per te. Non tutti...
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Se il “fixing contratto energia” è un concetto ancora avvolto da una densa nebulosa di incomprensione o d’indifferenza, sappi che questo è il blog-post giusto per te.
Non tutti sono trader, questo si sa: non per forza un responsabile acquisti deve mostrare competenze specifiche sulle dinamiche della Borsa energetica.
Però, è bene che sappia che il fixing contratto energia porta a contabilizzare risparmi a volte inimmaginabili e che la sua gestione è più semplice di quanto si pensi. Basta utilizzare gli strumenti adeguati.
E allora partiamo da qui. Perché dovresti considerare di scegliere un contratto a prezzo variabile e fare fixing?
Perché conviene davvero, sia in termini di spesa che di tempo.
Forse nel dilemma prezzo fisso/prezzo variabile prende ancora il sopravvento la diffidenza, vero ostacolo al cambiamento.
Cosa fare allora per cogliere tutti i benefici del fixing contratto energia senza farsi prendere dall’ansia?
Vediamo insieme le logiche che portano a massimizzare il risparmio.
Parliamoci chiaro: l’Ufficio acquisti non ha molto tempo da dedicare al tema delle forniture energetiche. O meglio, ha lo stesso tempo che dedica a ogni altro prodotto. L’intera azienda conta su ogni tipo di approvvigionamento procurato a suon di richieste d’offerta, trattative e contratti.
In genere, si risolve il “caso energia” assicurandosi un buon prezzo, bloccato per la durata di uno o due anni. Una trattativa, una soluzione: semplice, relativamente veloce, poco rischioso.
Dietro alla scelta di un contratto a prezzo fisso, dunque, si nascondono almeno tre ragioni:
Ragioni comprensibili, se si pone l’accento sugli oneri che, al contrario, un fixing contratto energia richiede:
Eppure, appena dietro l’angolo delle certezze, c’è una formula di approvvigionamento di gas ed elettricità davvero vantaggiosa. Occorre solo dare una risposta alle perplessità.
Cominciamo col dire che un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing è compatibile con la possibilità di prevedere il budget. Sarà necessario semplicemente effettuare tutti i fixing prima del momento in cui si fissa il budget aziendale.
Fare fixing vuol dire scegliere attivamente di pagare l’energia a un prezzo in linea con il mercato. Se c’è instabilità, è bene fissare il prezzo quando compaiono segnali preoccupanti di rialzo; se il mercato cala, aggiudicarsi l’energia a un prezzo più basso della media è un’opportunità preziosa. Ancora, se i tuoi consumi sono elevati potresti anche avere enormi vantaggi da un fixing a scaglioni percentuali…
Perché perdere l’occasione?
Il timore più diffuso è pagare le forniture più di quanto preventivato, in caso di repentini rialzi, ma il funzionamento della Borsa energetica ha andamenti descritti da modelli matematici predittivi: l’osservazione sul lungo periodo permette di capire facilmente in quali momenti dell’anno, del mese o del giorno è più conveniente acquistare gas ed elettricità. Il rischio non è poi così alto.
Trattare l’acquisto di gas ed elettricità seguendo una logica economica può sembrare difficile e impegnativo. Nulla di più falso, nel 2020.
Si potrebbe coinvolgere un consulente esperto, che però ha un costo, oppure utilizzare una piattaforma online capace di snellire tutte le procedure di scelta del fornitore e di garantire un attento monitoraggio del mercato, attraverso un apposito servizio di ottimizzazione del contratto.
Scegliendo di utilizzare gli strumenti informatici già disponibili sul mercato, non è necessario erudirsi sui meccanismi del fixing, perché sarà la piattaforma a gestire il contratto a prezzo variabile, indicando all’utente (attraverso i plug-in) il momento esatto in cui fissare il prezzo della fornitura di energia.
In pratica, un fixing contratto energia permette di fissare il prezzo di volumi parziali di energia acquistata, sia prima dell’inizio della validità del contratto che per tutta la durata del contratto.
Ed è proprio la diversificazione del prezzo nel tempo che consente di modulare il rischio.
Quando acquistiamo il gas o l’energia elettrica per la nostra abitazione difficilmente ci informiamo su quale sia il prezzo forward di uno o dell’altra per poter stimare la nostra...
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Quando acquistiamo il gas o l’energia elettrica per la nostra abitazione difficilmente ci informiamo su quale sia il prezzo forward di uno o dell’altra per poter stimare la nostra bolletta del mese o del trimestre prossimo. Quando si tratta di forniture per aziende, industrie e attività commerciali, invece, solitamente i consumi sono così importanti da non consentire il totale disinteresse per ciò che si riflette sui nostri costi, ovvero i prezzi del mercato all’ingrosso.
E così, periodicamente, ci informiamo su cosa succede sui mercati, magari leggiamo delle newsletter ad hoc o utilizziamo dei data provider appositi che ci consentano di avere un’idea delle dinamiche dei prezzi e cerchiamo di ottimizzare le forniture anche con un certo anticipo, utilizzando i fixing che il nostro contratto consente, per evitare di incorrere in costi imprevisti.
Questo è possibile perché esistono dei mercati all’ingrosso sui quali gli operatori del settore acquistano e vendono partite di gas o energia elettrica con diverse consegne, sia in termini di luogo che di momento in cui avverrà fisicamente la consegna.
Comprendere l’importanza del luogo di consegna è relativamente semplice, sui mercati all’ingrosso si consegna tendenzialmente su punti di scambio virtuali che identificano il perimetro dei diversi Paesi Europei (Italia, Germania, Francia, Olanda, …), il che significa che l’energia o il gas verrà consegnato sulla rete del paese scelto come luogo di consegna.
Per quanto riguarda il momento della consegna, invece, le cose possono sembrare più complicate. Ci sono operazioni di brevissimo termine, in cui la consegna del gas o dell’energia avviene oggi, domani, o la settimana prossima. E operazioni che invece prevedono la consegna dell’energia o del gas il mese prossimo, questo inverno, o negli anni a venire.
Quando si parla di gas, si utilizza per convenzione il giorno gas, che è composto dalle 24 ore nelle quali avverrà fisicamente la consegna del gas sulla rete di trasporto. Per l’energia elettrica, il giorno viene suddiviso sulle 24 ore, per le quali, volendo, si può stabilire quantità diverse. Quando si tratta di prodotti standard baseload, in ogni caso, la consegna è prevista flat su tutti i giorni o le ore del periodo considerato. Il prodotto baseload calendar 2021, ad esempio, prevede una quantità consegnata sempre uguale per tutte le ore (dalle 00 alle 24) o i giorni dell’anno 2021.
I prodotti all’ingrosso sono chiamati futures o forward, a seconda della modalità con cui sono negoziati. I futures sono trattati su mercati regolati, ai quali si accede tramite piattaforme automatiche e gli operatori acquistano o vendono i futures direttamente dal mercato, ovvero è il mercato stesso la controparte della transazione. I forward, invece, sono negoziati bilateralmente fra due operatori, con o senza l’agevolazione di un broker, senza passare dal mercato regolato. Va sottolineato che i prezzi delle contrattazioni bilaterali sono tendenzialmente allineati con i prezzi dei mercati futures, che fanno da riferimento ufficiale.
Sia i prodotti future che i forward, comunque, sono delle partite di energia elettrica o gas naturale che hanno caratteristica di luogo (es. mercato Italia) e tempo di consegna (es. calendar 2021) standard e possono esser comprate e vendute più e più volte prima dell’inizio della consegna fisica. L’aumento o la diminuzione dei prezzi forward è un riflesso delle aspettative degli operatori ed è influenzato da molti fattori, sia speculativi che di origine fondamentale.
I prezzi forward sono un riferimento per stimare i propri costi di fornitura per il prossimo futuro. Sulla base di questi prezzi, infatti, vengono fatte le offerte di prezzo fisso o fixing dai fornitori, consentendo ai clienti di bloccare il costo della propria energia o gas naturale per un determinato periodo di tempo nel futuro.
I prezzi forward, però, non sempre corrispondono al prezzo che ci si trova a pagare una volta consumato il gas o l’energia elettrica, a meno di avere un contratto a prezzo fisso o un fixing con il proprio fornitore. Infatti, quando il contratto di fornitura è a prezzo variabile, il prezzo che si paga per il proprio consumo è il prezzo spot, ovvero (semplificando un poco) il prezzo che si forma il giorno prima (l’ultimo giorno disponibile) per la consegna di gas o energia elettrica del giorno dopo.
Così il prezzo spot per l’energia elettrica è il PUN e per il PSV è il cosiddetto day ahead. I prezzi spot sono influenzati soprattutto dal vero bilanciamento fra domanda e offerta fisica del gas o dell’energia in un determinato giorno o ora. Tanta energia elettrica è presente sulla rete, tanta è disponibile per essere consumata.
Grazie alle continue operazioni degli operatori sui mercati all’ingrosso, si formano dunque i prezzi di gas ed energia elettrica previsti, ad oggi, per le consegne da oggi in poi, fino a diversi anni in avanti. Mettendo in un grafico i prezzi dell’energia elettrica o del gas con consegna via via più lontana nel tempo, otteniamo ciò che è chiamato curva forward, ovvero una stima del prezzo da oggi al futuro dell’energia o del gas consegnati in Italia.
Si può dire che la curva forward rappresenti l’aspettativa che oggi hanno gli operatori dei prezzi PUN e PSV day ahead per le prossime settimane, per i prossimi mesi, trimestri o anni.
Per concludere, è importante sapere che i prezzi forward sono la migliore approssimazione delle previsioni degli operatori per i prezzi spot che si riscontreranno nel periodo in questione. Se, ad esempio, il prezzo forward dell’energia elettrica in Italia con consegna l’anno 2021 è 47.90 €/MWh (prezzo che si forma oggi sui mercati all’ingrosso), significa che gli operatori si aspettano che il PUN dell’anno 2021 sarà, in media, 47.90. Un cliente che oggi voglia fissare il prezzo del suo contratto per il 2021, otterrà un pricing basato proprio sul prezzo forward di oggi per il prodotto calendar 2021, ovvero 47.90. Dare uno sguardo anche ai mercati all’ingrosso, dunque, aiuta ad ottimizzare i propri costi.
“Per ottenere il massimo del risparmio, conviene puntare su un contratto a prezzo indicizzato”. Lungi dal volerlo far passare per un assioma, siamo convinti che, qualche volta, ti...
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“Per ottenere il massimo del risparmio, conviene puntare su un contratto a prezzo indicizzato”. Lungi dal volerlo far passare per un assioma, siamo convinti che, qualche volta, ti sarai imbattuto in un consiglio simile.
Nel lanciare una gara per la scelta di un nuovo fornitore energetico, infatti, uno dei dilemmi più frequenti è proprio quello relativo alla tipologia di contratto: meglio un prezzo fisso o un prezzo indicizzato? Entrambe le formule presentano dei pro e dei contro.
Partendo dal concetto che scegliere il prezzo fisso implica pagare una cifra pre-stabilita e costante per tutta la durata della fornitura e che ciò implica:
• poter prevedere a budget una cifra precisa, che dipenderà solo dai reali volumi consumati dall’azienda (vantaggio)
• comprare energia allo stesso costo, anche se il mercato flette (certamente uno svantaggio)
Oggi vogliamo parlare del contratto a prezzo variabile, per provare a testare la veridicità dell’affermazione dalla quale siamo partiti.
Perché conviene puntare su un contratto a prezzo indicizzato?
“Un costo variabile, fluttuante, praticamente fuori dal nostro controllo”: è questo il concetto che incute timore e genera una naturale diffidenza. Il mercato potrebbe precipitare (dunque dare l’opportunità di un grosso risparmio) oppure impennare all’improvviso (perciò generare costi aggiuntivi).
Di fronte all’imprevedibilità, il prezzo indicizzato fa ancora paura ai più; a meno che l’azienda non sia affiancata da un consulente esperto in materia di trading dell’energia.
Ma le cose stanno davvero così?
Miti e leggende esistono dalla notte dei tempi. Sul prezzo indicizzato ne sopravvive una assolutamente lontana dalla realtà, quella secondo la quale la scelta di un prezzo variabile impedisce di prevedere i budget. Nulla di più fantasioso!
Infatti, optare per un contratto a prezzo variabile, ottimizzandolo in anticipo, consente di fissare anche il 100% del prezzo prima della data in cui il budget futuro dovrà essere previsto. Non è chiaro? Facciamo un esempio.
Se sigliamo un contratto a prezzo variabile ad aprile 2020 per il 2021 ed effettuiamo entro dicembre 2020 tutti i fixing del prezzo, conosceremo con largo anticipo il budget del 2021.
Arera, Autorità di regolazione per Energia, Reti e Ambiente , definisce il contratto a prezzo indicizzato sottolineando che “il prezzo della componente energia in bolletta varia automaticamente in base alle variazioni di un indice di riferimento”.
Le variazioni di prezzo alla Borsa energetica, pertanto, non possono essere repentine e, anzi, seguono modelli matematici che svelano i trend di mercato in maniera piuttosto affidabile e precisa.
Dunque, la “vera verità” è che il mercato non è così imprevedibile come sembra.
Ne derivano una serie di vantaggi:
- in caso di flessione del mercato i risparmi potrebbero rivelarsi davvero consistenti;
- I rischi per i fornitori diminuiscono sensibilmente e quindi il prezzo proposto sarà più interessante per i clienti;
- la frequenza delle possibili variazioni e il meccanismo d’indicizzazione adottato (stabiliti a contratto con il fornitore) lasciano al cliente un ampio margine di manovra che permette di fissare il prezzo quando vi è un’opportunità concreta di risparmio;
- Con larghissimo anticipo (anche di molti mesi) si può stipulare un nuovo contratto a prezzo variabile quando il mercato è in forte ribasso e farlo partire dall’anno successivo.
Certo, il prezzo variabile presenta una certa quota di rischio, che non tutte le aziende possono permettersi, ma se:
- si segue il mercato;
- si decide per strategia che vale la pena di correre un minimo rischio;
- si sfruttano i nuovi strumenti digitali capaci di monitorare il mercato in tua vece e suggerirti quando approfittare dei ribassi; il contratto a prezzo indicizzato non ha rivali in termini di possibilità di risparmio.
I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva...
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I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva ripresa delle attività produttive, in linea con le nostre aspettative. La ripresa dei consumi ha sostenuto le quotazioni, portando il PUN a stabilizzarsi nell’intorno dei 35 €/MWh. I consumi da inizio anno sono comunque di circa il 7% inferiori alla media degli ultimi cinque anni e il PUN sta trattando ancora oltre 15 €/MWh al di sotto del prezzo medio stagionale. I prezzi forward scontano un ulteriore recupero. Il Cal21 BL medio a luglio si è attestato oltre 11.5 €/MWh al di sopra del PUN, mentre il time-spread medio Cal22-Cal21 a luglio è di poco superiore ai 2 €/MWh. In Italia, la domanda gas a luglio è stata superiore alla media degli ultimi cinque anni, con i bassi livelli di prezzo che mantengono i cicli combinati competitivi rispetto al carbone. Il mercato internazionale del gas resta sotto pressione. I prezzi spot NBP e TTF sono ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 89%. Il TTF a luglio sti sta infatti consuntivando poco al di sopra dei 5 €/MWh, mentre il prezzo medio al PSV non raggiunge i 6.5 €/MWh, entrambi circa il 70% al di sotto della media stagionale.
L’obiettivo è risparmiare. Questo input è assodato. Ora, se in fase di scelta di una nuova fornitura energetica ti poni la domanda “meglio un prezzo fisso o uno indicizzato?”,...
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L’obiettivo è risparmiare. Questo input è assodato. Ora, se in fase di scelta di una nuova fornitura energetica ti poni la domanda “meglio un prezzo fisso o uno indicizzato?”, sappi che sei già a metà dell’opera: indica che sei disposto ad analizzare le due alternative, per valutarne i costi/benefici, e a mettere in campo altre risorse per raggiungere l’obiettivo.
Il tema, infatti, non è trovare il prezzo dell’energia più basso in assoluto, bensì scegliere la modalità per ottenerlo. C’è una grande differenza tra queste due opzioni. Ed è quel che andremo a spiegare in questo post.
Il prezzo della materia prima, al netto di tutte le tasse e accise, del margine del fornitore, dei costi di trasporto, ecc, è unico per tutti, considerato un qualsiasi preciso giorno e ora dell’anno. Nell’ipotesi di poter valutare le offerte elaborate in contemporanea da tutti i fornitori il 20 novembre alle 11 di un anno X, per esempio, trovereste che la materia prima ha un prezzo uguale per tutti.
Cosa cambia allora tra un’offerta e l’altra?
- cambia il PO, cioè il prezzo aggiuntivo a quello della semplice materia prima, che comprende il trasporto, i servizi e il margine del fornitore;
(Per comprendere al meglio la composizione del prezzo finale del gas e dell’elettricità, abbiamo già pubblicato un approfondimento che puoi trovare qui)
- cambia la modalità d’offerta dell’energia:
- se il contratto proposto è a prezzo fisso, i costi saranno stabiliti una volta per tutte e per l’intera durata della fornitura;
- se il contratto è indicizzato, invece, il prezzo di partenza, quello scritto nella proposta di contratto, fissato al 20 novembre alle 11 nel nostro esempio, potrebbe anche cambiare in virtù dell’andamento del mercato.
Nel ricercare il prezzo più conveniente, quindi, si dovrà agire su un doppio binario parallelo: valutare l’entità del costo aggiunto da ogni singolo fornitore a quello netto della materia prima e poi decidere se seguire o meno l’andamento del mercato.
Il costo di un contratto a prezzo fisso rimarrà invariato per tutta la durata della fornitura. Non importa se, nel caso dell’energia elettrica, potrai scegliere tra una formula mono oraria o a fasce: quello che deciderai alla firma del contratto varrà per tutta la sua durata.
Potrai prevedere, quindi, quanto costerà l’energia e inserire questo dato nel budget. Non avrai sorprese.
Se però il prezzo dell’energia alla Borsa dovesse scendere, ti perderai il vantaggio che avresti potuto ottenere, che potrebbe essere anche cospicuo.
Analizziamo ora il contratto a prezzo indicizzato.
La tua obiezione potrebbe riguardare proprio l’imprevedibilità di un contratto a prezzo variabile e la conseguente impossibilità di indicare una cifra precisa nel budget, perché, nel caso di un contratto di questa natura, il prezzo indicato alla sottoscrizione cambia nel tempo, di solito mensilmente.
Se è vero che teoricamente potresti avere qualche brutta sorpresa in caso di bruschi rialzi dei prezzi, è vero anche che potresti ottenere risparmi molto significativi in caso di forte flessione.
Se però ti dicessi che sei in errore? Se esistesse un modo che permette di cogliere i vantaggi di un prezzo indicizzato consentendoti al contempo di inserire nel budget una cifra precisa, come nel caso del prezzo fisso?
In questo caso i vantaggi si sommerebbero, massimizzando i risparmi.
Ecco, il metodo c’è!
Seguimi.
Scegliere un contratto a prezzo variabile implica:
- accettare una certa quota di rischio;
- monitorare costantemente il mercato
Ecco cosa s’intendeva nel primo paragrafo con “mettere in campo altre risorse”:
coraggio per rischiare un po’, mettendo da parte la tranquillità data da un prezzo fisso; pazienza e tempo per seguire l’andamento della borsa energia.
Al netto di queste “difficoltà”, il segreto del risparmio perfetto, dunque, sembra essere quello di firmare un nuovo contratto di fornitura quando i prezzi sono particolarmente convenienti e il mercato tende a stabilizzarsi al ribasso per un lungo periodo.
“Sì - dirai tu -, ma ci vorrebbe la sfera di cristallo per prevedere il futuro”. La preoccupazione è comprensibile, ma non del tutto giustificata: il mercato dell’energia segue un andamento descrivibile attraverso particolari modelli matematici. Le fluttuazioni nel prezzo di acquisto dell’energia, quindi, sono in gran parte previste e sul web esistono strumenti di ottimizzazione dei prezzi capaci di monitorare il mercato e suggerirti quando approfittare dei ribassi.
Ti presento Yem Optimization: grazie a questo strumento potrai firmare un nuovo contratto di fornitura energetica in qualsiasi periodo dell’anno (magari per il gennaio successivo) a prezzo indicizzato e ancorarne una parte a quel particolare momento di mercato.
Oppure potrai fissare interamente il prezzo con largo anticipo. Ti faccio un esempio: se firmi un contratto a prezzo variabile a marzo 2020 per il 2021 ed effettui entro dicembre 2020 tutti i fixing del prezzo variabile, potrai ottenere dei cospicui vantaggi economici rispetto a un contratto a prezzo fisso e, contemporaneamente, conoscerai la cifra da inserire nel budget del 2021!
A logica, il dilemma di partenza è risolto.
Ma torniamo alle risorse da mettere in campo per “avventurarsi nel mondo dei contratti a prezzo indicizzato”. Parlavamo di:
- coraggio;
- pazienza e tempo.
Parlando di coraggio, lascio a te la scelta di quanto metterne in campo. Quel che posso assicurare, però, è che non ce ne vorrà molto se si sceglie di affidarsi agli strumenti giusti.
Per monitorare il mercato e non avere sorprese nel caso di un contratto a prezzo variabile, infatti, il nuovo portale on line di Yem, è la risorsa più evoluta a tua disposizione. Si tratta di una piattaforma avanzata, una vera frontiera nella gestione dei contratti di fornitura energetica aziendale.
I suoi efficaci servizi - Yem marketplace e Yem Optimization -, infatti, risolvono ogni dilemma e impegno da parte degli utenti, aiutando concretamente l’ufficio acquisti a:
- scegliere il fornitore più giusto;
- risparmiare tempo;
- avere ogni garanzia di affidabilità e trasparenza da parte del fornitore scelto;
- massimizzare il risparmio con un contratto a prezzo indicizzato.
Infatti, YEM Optimization elimina ogni tuo eventuale impegno nel monitorare il mercato sul mercato elettronico o sull’osservatorio energia di Ref-e, perché lo fa al posto tuo, facendoti risparmiare tanto tempo prezioso.
Grazie a una partnership con Ref-e, infatti, Yem è costantemente aggiornato sull’andamento dei prezzi dell’energia e ti suggerisce i momenti più giusti per fare fixing.
Non dovrai più chiamare il fornitore per fissare il prezzo e coglierai tutte le opportunità di risparmio offerte dal mercato.
Cercare una nuova fornitura nel vasto mercato dell’energia per aziende è un processo lungo e laborioso. Prima di poter firmare un contratto, infatti, è necessario strutturare la...
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Cercare una nuova fornitura nel vasto mercato dell’energia per aziende è un processo lungo e laborioso.
Prima di poter firmare un contratto, infatti, è necessario strutturare la ricerca in vari passaggi: individuare le proprie necessità in relazione alla produzione, comunicarle ai numerosi fornitori in gara per ottenerne offerte su misura; badare al risparmio, ma anche alla qualità dei servizi; confrontare le proposte barcamenandosi tra postille e cavilli, tenersi sempre aggiornati sulle normative.
L’impresa appare titanica e, difatti, richiede un buon numero di settimane lavorative. Anche l’ufficio acquisti più rodato, capace di districarsi tra offerte di qualsiasi genere merceologico, trova nella scelta di un nuovo fornitore energetico qualche difficoltà in più.
Il risparmio auspicato, infatti, si nasconde tra le pieghe del vasto concetto di efficienza energetica e nelle condizioni di vendita dei player di energia per aziende.
Semplificare non è facile, a meno di non rivolgersi al mondo digitale.
Nel web - e questa è la buona notizia - la soluzione c’è: si tratta di YEM - You’re Energy Manager, un marketplace semplice e veloce che raggiunge l’obiettivo in un tempo molto limitato e in pochi click.
Condensare diverse settimane di lavoro in un’attività molto contenuta nel tempo è la prima utopia che YEM ha reso realtà.
Collegandosi al sito (https://yem-energy.it), e accedendo all’area marketplace, si scopre di poter impostare e lanciare una gara in maniera veloce, precisa, efficace e persino ludica.
Lo strumento informatico accompagna l’utente in un percorso di compilazione di dati che non lascia nulla al caso. Il risultato è un documento che riassume tutte le più specifiche esigenze aziendali. L’impostazione data da YEM al proprio servizio digitale agevola anche i potenziali fornitori, che riceveranno, seduta stante e in contemporanea, la richiesta d’offerta e potranno strutturare la risposta sulla base di dati peculiari.
Tutti i fornitori raggiunti dal documento fanno parte di un gruppo pre-selezionato di società che possono garantire qualità del prodotto e dei servizi, stabilità finanziaria e trasparenza. Un grande vantaggio, se si pensa che, in Italia, a seguito della liberalizzazione del mercato avviata nel 2007, operano circa 500 diverse realtà di fornitura.
Il rischio di incappare in un fornitore poco affidabile quando si lancia una gara, pertanto, è sempre in agguato, ma il marketplace YEM lo azzera per definizione.
Infatti, sul mercato ci sono 500 venditori di gas e energia elettrica di cui bisogna distinguere tra i fornitori (circa 100 in Italia) e i grossisti (circa 400) entrambi vendono gas o energia elettrica al cliente finale b2b di questi YEM ha come partner solo i migliori fornitori presenti sul mercato.
YEM, va detto, è un efficace tramite tra l’utenza finale e i fornitori. Individuata la società fornitrice, il contratto sarà formalizzato direttamente tra i soggetti coinvolti, non sul sito di YEM.
In cosa differisce lo strumento YEM da tutti gli altri presenti in rete? Tra aggregatori di offerte standard, comparatori online, consulenti digitali e banner sapientemente costruiti da esperti di neuromarketing per indurre il cliente alla sottoscrizione, mancava proprio l’unico applicativo capace di:
YEM, difatti, mette l’ufficio acquisti in condizione di massimizzare il risparmio scegliendo un contratto a prezzo variabile. Il fixing, così, diventa alla portata di tutti: per chi cerca energia per aziende, questa è la seconda utopia che YEM è riuscita a scardinare.
Per comprendere e gestire un contratto che segue l’andamento del mercato, infatti, YEM ha lanciato anche il servizio YEM Optimization: informazioni sempre aggiornate dal mondo del trading e diversi plug-in che dialogano con il cliente, consentono di effettuare il fixing nel momento più vantaggioso. La rivoluzione della gara energetica è già iniziata.
I volumi e le modalità di consumo dell'energia, il Credit score e l'affidabilità finanziaria del cliente, le tempistiche delle varie operazioni di fornitura, fixing dei prezzi,...
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I volumi e le modalità di consumo dell'energia, il Credit score e l'affidabilità finanziaria del cliente, le tempistiche delle varie operazioni di fornitura, fixing dei prezzi, condizioni contrattuali e di mercato. E poi, ancora, la richiesta di garanzie finanziarie e di fideiussione bancaria da parte del fornitore, la fedeltà e la notorietà del cliente.
Sono tanti i KPI (Key Performance Indicator, gli indicatori chiave di prestazione) che possono influenzare il prezzo dell'energia, e dei suoi contratti. Se ne possono contare almeno nove.
In generale, e un po' per tutti questi fattori e le variabili che incidono sul prezzo finale all'azienda cliente, vale sempre questo principio: più il fornitore si deve assumere un 'rischio' – che può essere di vario genere e peso –, nella fornitura, più questo rischio si riflette nel prezzo dell'energia e nel costo del contratto, facendolo aumentare.
Al contrario, più basso è il rischio che deve correre il fornitore per fare il suo lavoro e più basso sarà anche il costo dell'energia e del contratto al cliente. Vediamo queste variabili che incidono sul prezzo, a partire dalle tempistiche che ci sono tra le varie operazioni.
Nel mercato finanziario dell'energia – come gli addetti ai lavori sanno bene –, il prezzo della materia prima è molto volatile, può cambiare da un momento all'altro. Per cui ci può essere una notevole differenza di prezzo in poco tempo. Proprio per questo, se si chiede a più fornitori di presentare più offerte, perché queste siano davvero confrontabili è molto importante che si riferiscano allo stesso giorno, e ora, e per la stessa durata di validità.
Il principio guida è che più il fornitore deve assumersi un rischio: quindi se si usa un contratto a prezzo fisso alzerà il costo di ciò che vende dato che il fornitore stesso deve coprirsi dal rischio di un mercato molto volatile. Mentre un contratto di fornitura a prezzo variabile segue l'andamento del mercato, con i suoi pro e contro, per cui la difficoltà è cercare di cogliere le migliori opportunità. Conta, in questo caso, saper monitorare e 'leggere' la situazione e le prospettive, e fare delle previsioni corrette sull'andamento del mercato.
Allo stesso modo, sempre in tema di tempistiche, più è lungo il periodo di pagamento previsto – ad esempio, a 60 giorni dalla fornitura –, e più costa.
Chi invece ha l'abitudine di servirsi sempre dello stesso fornitore, senza guardare ai cambiamenti e alle possibilità del mercato, si perde delle grandi opportunità.
Conta poi, ad esempio, l'affidabilità finanziaria dell'azienda cliente. Il fornitore di energia teme i cattivi pagatori, quindi, se l'azienda cliente ha un Credit score basso, il fornitore fa una richiesta più alta e onerosa per coprire il rischio da sostenere.
Strettamente collegato a questo, ci può essere da parte del fornitore di energia la richiesta al cliente di garanzie finanziarie e fideiussione bancaria. I fornitori chiedono una fideiussione alle aziende clienti a seconda dell'affidabilità e del Credit score dell'impresa, e più la fideiussione è alta e minore è il rischio per il fornitore, quindi più il costo della fornitura si abbassa.
Ma non tutte le aziende possono presentare una fideiussione, oppure, se la fideiussione che si riesce a presentare copre un breve periodo di fornitura, ad esempio un mese soltanto, più si alza il prezzo dell'energia da parte del fornitore. È tutta e sempre una questione di rischio, affidabilità, fiducia. In questo quadro, anche la fedeltà del cliente può influire sul livello di fiducia da parte del fornitore, e quindi sul prezzo.
Anche la modalità di consumo, come vengono consumati gas e luce, da parte del cliente influisce sul prezzo: se i consumi sono 'piatti', regolari, rappresentano rischi minori per il fornitore. Se i consumi di energia sono invece irregolari, con picchi e flessioni, allora sempre per la volatilità del mercato ci sono più rischi per il fornitore, quindi il prezzo può aumentare.
Proprio per questo, è importante che il fornitore conosca nel dettaglio le modalità di consumo dell'impresa cliente: per fargli un prezzo su misura. Più informazioni il cliente dà al fornitore, sui suoi consumi e modalità di utilizzo dell'energia, più tutto ciò può abbassare i rischi per il fornitore e il prezzo all'impresa cliente.
Senza dimenticare che ciò che fa guadagnare meglio i fornitori non è tanto la fornitura di energia, quanto i servizi collegati di Facility management.
A partire da questi 9 KPI energetici che influenzano il prezzo del contratto:
Come si fa a districarsi in questo labirinto? Con la bussola fornita dalle nuove tecnologie: attraverso piattaforme e soluzioni Hi-tech, in grado di elaborare grandi quantità di dati e calcoli, attraverso algoritmi e intelligenza artificiale dedicati proprio al mondo della fornitura di energia. Gli strumenti per lavorare al meglio ci sono, occorre utilizzarli bene.
Uno dei fattori fondamentali che influisce sui prezzi di power e gas è la CO2 . L’abbiamo vista correre fino ai 30 EUR/tonnellata, raggiunti a fine luglio 2019, e l’abbiamo vista...
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Uno dei fattori fondamentali che influisce sui prezzi di power e gas è la CO2 . L’abbiamo vista correre fino ai 30 EUR/tonnellata, raggiunti a fine luglio 2019, e l’abbiamo vista crollare nuovamente a quasi 15 a metà marzo 2020. E adesso cosa sta succedendo?
Il prezzo della CO2 è strettamente legato al consumo di combustibili fossili, soprattutto nell’ambito della generazione elettrica, poiché nel processo di produzione dell’elettricità da gas, carbone o oli combustibili, si produce CO2 e i produttori hanno l’obbligo di acquistare quote di emissione di CO2 per ripulire la propria produzione. Questo meccanismo durante il lockdown ha sofferto l’improvviso stop delle attività produttive europee, per più di due mesi i maggiori paesi del continente hanno fermato le industrie e i consumi, provocando di conseguenza un forte calo della domanda, e dunque dei prezzi, della CO2.
Con la graduale ripresa e il tanto atteso ritorno alla (quasi) normalità, i consumi stanno ricominciando a crescere, le imprese riaprono e la domanda di energia sta pian piano risalendo. La CO2 però, dopo il crollo fra il 15 e il 18 marzo in cui ha perso oltre 8,5 EUR/ton (passando dai 24 ai 15 EUR/tonnellata, - 37%), ha ricominciato la sua risalita, arrivando in questi giorni a sfiorare di poco i 30, ben al di sopra dei livelli pre-Covid.
Questo ritorno al di sopra dei 24 EUR/tonnellata sembra però esser spinto da fattori che poco hanno a che fare con i fondamentali del mercato, ovvero la domanda reale di quote.
Sebbene il meccanismo MSR (Market Stability Reserve) sia nato proprio per razionare l’offerta di titoli e di conseguenza mantenere alti i prezzi, è difficile credere che la domanda di titoli quest’anno possa giustificare i 28/29 EUR/tonnellata attuali, considerando che il coronavirus, sebbene il lockdown sia terminato, sta ancora influendo molto sulle abitudini di lavoro (lavoro da remoto, smartworking e similari) e consumo degli europei.
Inoltre, è strano pensare che i prezzi della CO2 abbiano ricominciato la loro risalita già da fine marzo, con l’intera Europa in pieno lockdown e il ritorno alla normalità ancora un lontano miraggio.
Alzando lo sguardo dal mondo energy e guardandosi intorno, però, si può notare come la CO2 abbia invece seguito l’andamento di alcuni indici normalmente poco correlati alla CO2, come ad esempio l’equity.
Negli ultimi anni i futures sulla CO2 sono diventati un prodotto molto appetito da banche e fondi di investimento che hanno ingenti capitali da riversare sui mercati finanziari più liquidi (e in questa fase di politiche monetarie espansive i capitali sono ancora maggiori).
Questa massiccia finanziarizzazione della CO2 ha dunque portato, fra i driver del prezzo, anche fattori esterni ai fondamentali (ovvero domanda e offerta delle quote di emissione fisiche). In alcuni periodi, come questo ultimo trimestre, infatti, le dinamiche del prezzo sono state guidate dalle aspettative degli investitori istituzionali più che dagli operatori del settore energy e per questo motivo la correlazione fra diversi indici finanziari e CO2 è aumentata.
Fra i motivi di questa ondata di ottimismo, oltre all’aumento dei capitali disponibili per gli investimenti, ci sono anche le attese degli operatori rispetto ad un inasprimento delle misure di sostegno al prezzo della CO2.
L’ormai noto Green Deal con il quale la presidente della Commissione Europea Ursula von der Leyen punta ad innalzare del 40 o 50% i target di riduzione delle emissioni attualmente previsti per il 2030, insieme alla proposta di Francia e Germania di stabilire livello minimo di prezzo per i titoli di emissione (si parla di 25€/tonnellata) e alla revisione dell’MSR prevista per il 2021, hanno spinto gli speculatori ad investire in attesa del concretizzarsi di queste misure ambientali.
E’ evidente dunque che il reale equilibrio fra domanda offerta sia stato messo da parte rispetto alle attese degli speculatori, che hanno anticipato gli effetti delle misure green europee sui prezzi della CO2.
Se per produrre energia elettrica da gas naturale o altre fonti fossili i produttori devono acquistare quote di emissione di CO2, è chiaro che le dinamiche dei prezzi della CO2 abbiano un impatto diretto sui prezzi dell’energia elettrica. Infatti, sia il forte crollo di metà marzo che la continua risalita fino ad oggi delle quotazioni della CO2 sono stati replicati dal power, che si trova oggi ai livelli pre lockdon, nonostante i prezzi del gas siano ancora ben al di sotto di quanto non fossero a fine inverno.
Non è facile dire quale pattern verrà seguito dalla CO2 nei prossimi mesi, ma è chiaro che per il raggiungimento degli obiettivi europei il prezzo delle quote di emissione dovrà essere sufficientemente alto da rendere non profittevole la produzione di energia elettrica da fonti molto inquinanti come il carbone e la lignite.
È possibile dunque che, nonostante la volatilità dovuta all’alta finanziarizzazione del mercato CO2, nel medio termine le politiche di razionamento dell’offerta di titoli unite ad ulteriori azioni di sostegno dei prezzi, possano spingere i prezzi della CO2 ben al di sopra dei 30 €/tonnellata, influenzando di conseguenza anche i prezzi del power.
Nel cambio gestore di energia B2B, molte aziende guardano solo al prezzo, della materia prima, e questo è sbagliato. È sbagliato innanzitutto perché, con la diffusione del mercato...
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Nel cambio gestore di energia B2B, molte aziende guardano solo al prezzo, della materia prima, e questo è sbagliato. È sbagliato innanzitutto perché, con la diffusione del mercato libero dell'energia, è aumentato molto il numero dei fornitori – in Italia sono all’incirca 500 –, e quindi anche la concorrenza tra loro.
Per cui, questa forte competizione porta a un grande livellamento dei prezzi proposti, con pochissima differenza di prezzo tra fornitori diversi, spesso quantificabile in uno scarto – quindi un risparmio per il compratore – attorno ad appena l'1% sulla fattura finale.
Non è dalla gara sul prezzo che arriva la convenienza per l'azienda acquirente di energia. Nel fare il cambio di gestore di energia B2B bisogna tenere subito ben presente una cosa: è una scelta importante e che va ben ponderata, perché una volta sottoscritto il contratto è vincolante e non si può disdire fino a scadenza. Quindi è una decisione rilevante e, per il periodo in questione, definitiva.
Ciò che farà risparmiare davvero nel cambio gestore di energia B2B non è solo il prezzo della fornitura, ma la qualità dei servizi del fornitore. È il rapporto tra costi e benefici dei servizi che fa la (più grande) differenza. Il risparmio vero, la convenienza vera, deriva da un servizio al cliente fatto bene, che significa, ad esempio, efficienza operativa, gestione adeguata delle attività, varie fasi della fornitura fatte bene, fino a fatture fatte bene.
É tutto ciò che, alla fine, e a conti fatti, porta il vero e il maggiore risparmio per il cliente.
Perché, ad esempio, se il fornitore di energia è strutturato bene e funziona come si deve, allora non ci saranno intoppi, imprevisti e disservizi, che si tramutano in conseguenti costi per l'impresa (altro che risparmi).
Nel cambio gestore di energia B2B, se il fornitore di energia è efficiente e bene organizzato, se tutta la 'macchina' della fornitura energetica funziona a dovere, si evitano i costi dell'inefficienza e degli errori. Per esempio, un lavoro ben fatto e documenti amministrativi corretti significano risparmio di tempo e denaro rispetto a un altro fornitore, che offre magari un prezzo un po' più basso dell'energia, ma a scapito della qualità del servizio.
E la scarsa qualità del servizio è invece un costo che poi si paga, anzi, spesso, sono più costi aggiuntivi che poi si pagano. Basti pensare, in caso di un disservizio più grave, a quanto possono ammontare i tempi e i costi di un contenzioso o di un ricorso legale.
Una delle qualità più importanti da ricercare in un fornitore è la disponibilità ad ascoltare il cliente offrendo servizi di assistenza post vendita che fanno la differenza e rappresentano il vero valore aggiunto. Con tempestività di risposta alle richieste, personale qualificato, flessibilità nel trovare le soluzioni necessarie a circostanze e bisogni che cambiano ed evolvono insieme al cliente.
In sostanza, ogni azienda che cerca un nuovo fornitore di energia – proprio considerando che la differenza di prezzo tra proposte diverse è minima – deve tenere molto bene presente questo: servizi più efficienti da parte del fornitore significano vero risparmio finale. E, al contrario, i disservizi si rivelano poi i costi nascosti, ma molto concreti.
La differenza, quindi, non è sul prezzo, ma sul servizio, e sul reale costo finale, per avere e consumare tutta l'energia che serve. Con il cambio gestore di energia B2B, libero mercato dell'energia significa anche un contratto di fornitura a prezzo variabile, e questa è una condizione che può essere molto conveniente per il compratore se segue e monitora il mercato e ha la capacità di formulare strategie vincenti, oppure se ci si affida a strumenti digitali capaci di supportare queste scelte e azioni, immediate e future.
Ecco che, anche in questo caso, entra pesantemente in gioco la qualità del servizio da parte del fornitore di energia. Se è strutturato e organizzato bene, prevede e dedica tempo e lavoro per 'accompagnare' l'azienda cliente nel suo percorso all'interno del mercato libero . Ad esempio, mettendo a disposizione del cliente una persona di riferimento all'interno dell'azienda, in modo da fornire un servizio di supporto e assistenza molto più veloce ed efficace, per affrontare e risolvere eventuali problemi, rispetto ai fornitori con un livello di servizio più basso e scadente.
Nel fare il cambio gestore di energia B2B, è poi importante che il fornitore da incaricare sia anche solido e affidabile dal punto di vista finanziario. In modo da garantire certezza e continuità del servizio nel corso del tempo. La solidità finanziaria – e quindi la solidità aziendale – del fornitore di energia è un fattore importante da tenere in considerazione, per fare la scelta migliore, ecco perché è molto vantaggioso anche poter fare riferimento e attingere a un bacino di fornitori pre-selezionati su criteri di qualità e stabilità finanziaria.
Questo può sembrare un aspetto secondario, ma se il fornitore di energia B2B fallisce, o ha altri problemi operativi e di gestione, il contratto di fornitura salta, e ci si trova nella condizione di dover correre in fretta ai ripari, comprando energia altrove, senza alcun margine per negoziare. Quindi trovandosi nella situazione di dover accettare costi e condizioni non favorevoli, e aumentando le spese di gestione.
Per tutti questi motivi è importante, prima della sottoscrizione di un contratto, fare una selezione molto attenta dei fornitori. Ad esempio, utilizzando una piattaforma online specializzata nel mercato dell'energia B2B, che fa già una selezione tra il panorama dei fornitori, in base a tutti questi criteri. Selezionando quindi la possibile platea dei fornitori anche per il livello e la qualità dei servizi che offrono, che come abbiamo visto incidono sulle performance e sui risultati finali molto di più del semplice prezzo di offerta della materia prima.
In conclusione, oltre ai metodi tradizionali di ricerca tramite consulenti e ore spese tra telefonate e-mail non sempre efficaci ma soprattutto inutilmente dispendiose, per il cambio del gestore di energia serve un metodo scientifico e approfondito, pratico e veloce che sia in grado di comparare i diversi fornitori in base ai fattori sopra descritti ma che possa tenere in considerazione anche le necessità dell’azienda. Una soluzione pratica sono le piattaforme di comparazione online che, grazie alla data analytics e intelligenza artificiale sono in grado di proporre soluzioni ottimali e personalizzate facendo risparmiare tempo (e denaro) all’energy manager aziendale.
La svolta fondamentale è fissata per il primo gennaio 2022, con il passaggio, per tutti, e per tutte le aziende, dal mercato dell'energia – luce e gas – regolato, cioè con prezzi...
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La svolta fondamentale è fissata per il primo gennaio 2022, con il passaggio, per tutti, e per tutte le aziende, dal mercato dell'energia – luce e gas – regolato, cioè con prezzi fissi aggiornati ogni tre mesi dall'Autorità di Regolamentazione per Energia Reti e Ambiente (Arera), al mercato libero, con prezzi diversi offerti da tanti fornitori diversi.
Sembra un giro di boa ancora distante, ma per le strategie e le prospettive di un'impresa – e ancora di più per l'importanza della posta in gioco, la fornitura di energia a condizioni nuove, e più vantaggiose –, è una questione essenziale che è meglio affrontare subito o quanto prima.
E l'andamento del mercato, le nuove condizioni – a partire dai prezzi –, determinate dai cambiamenti in atto, e in prospettiva, interessano non solo chi deve ancora passare al mercato libero, ma anche chi questa scelta l'ha già fatta, e sta usando energia a prezzi variabili.
Il passaggio al mercato libero è un percorso iniziato oltre 20 anni fa, con la riforma Bersani sulla concorrenza del 1999. Dal luglio 2007 il mercato dell'energia in Italia è liberalizzato, ogni fornitore cioè può decidere di entrare sul mercato in qualsiasi momento e gli utenti possono liberamente decidere a quale fornitore rivolgersi.
La fine del mercato regolato era prima stata fissata per giugno 2019, data poi posticipata a giugno 2020 e ulteriormente posticipata a gennaio 2022. Ma ormai l'epilogo è sempre più vicino. È quindi importante informarsi per tempo su novità previste e opportunità possibili.
Secondo i dati dell'Arera riferiti al 2019, circa il 46% degli utenti luce e il 50% di quelli gas (utenze sia domestiche che aziendali) non sono ancora passati al mercato libero, con le piccole imprese che dimostrano una migliore capacità nel confrontarsi con le offerte in concorrenza tra loro: il 20% delle Pmi ha già cambiato almeno una volta fornitore, contro il 14% dei clienti domestici.
Con la liberalizzazione del mercato dell’energia, tutti i clienti possono selezionare l'offerta luce e gas che preferiscono, scegliendo tra prezzi e offerte di un vasto ventaglio di fornitori. Con un contratto e un prezzo di fornitura fisso o variabile, a seconda delle condizioni e dei vantaggi ottenuti attraverso la contrattazione con i fornitori.
Esistono infatti offerte a prezzo fisso (per uno, due o anche tre anni), per mettersi al riparo dalle variazioni di prezzo del mercato, e a prezzo variabile, per poter invece godere dei vantaggi degli abbassamenti di prezzo dovuti all'incontro tra domanda e offerta nel libero mercato.
La convenienza per il consumatore al passaggio al libero mercato è la possibilità di confrontare i prezzi e scegliere quello più conveniente oppure con servizi aggiuntivi migliori e più competitivi. Ecco perché prima di sottoscrivere un nuovo contratto con il fornitore è opportuno guardarsi (molto bene) intorno.
A differenza del mercato regolamentato, il mercato libero è poco concentrato ed è caratterizzato da un buon livello di concorrenza. Nel mercato libero Enel è il fornitore che detiene la quota di mercato più alta (35%), è seguito da Edison (5%), Eni (4,3%).
Gli altri operatori, tra cui ad esempio A2A, Acea, Sorgenia, Hera, E.On, Gala, e moltissimi altri, hanno quote di mercato variabili non più alte del 4%. Una grossa fetta del mercato energetico, pari a circa il 37% del totale, è gestita da altri operatori, rispetto a quelli principali. E la bassa concentrazione che caratterizza il mercato libero garantisce concorrenza e prezzi sempre più competitivi.
Il servizio di maggior tutela, nel mercato energetico italiano, è quell'opzione – prevista appunto fino alla fine del 2021 –, che garantisce all’utente e consumatore finale l'erogazione di energia elettrica e gas alle condizioni economiche e contrattuali stabilite dall’Arera, il che si traduce in pratica nel fatto che la tariffa all'utente finale varia secondo le fluttuazioni di prezzo stabilite di volta in volta dall’Autorità nazionale.
Il servizio di maggior tutela si contrappone alle tariffe del mercato libero, che non sono agganciate a quelle previste dall'Arera, e quindi i fornitori del libero mercato spesso offrono piani tariffari che prevedono il prezzo bloccato per un periodo di tempo determinato: il che può tradursi in un vantaggio per il consumatore, nel caso che le tariffe dell'Arera tendano al rialzo, o in uno svantaggio nel caso opposto.
Con il completamento di questa riforma del sistema, lo Stato esce dal mercato dell'energia, non ci sarà più un prezzo di riferimento, non ci sarà più il prezzo fissato dall'Autorità di regolamentazione, come faro del mercato. Tutto ciò porterà ancora più incertezza – e fluttuazione – sui prezzi dell'energia. In questi decenni si è visto che i prezzi dell'energia sono legati al prezzo delle materie prime, del petrolio, e al Trend dei consumi e quindi all'andamento dell'economia: nelle fasi di crisi i consumi scendono, e anche i prezzi, per poi aumentare di nuovo nelle fasi successive.
Tutto ciò significa nuove opportunità per chi saprà coglierle, avvalendosi delle competenze e degli strumenti (tecnologici) giusti. Ma può anche significare nuovi rischi e nuovi costi, spese più alte, per ch
i non è in grado di seguire in maniera adeguata l'andamento del mercato, dei prezzi, delle offerte.
Cogliere le occasioni – e spendere meno – in un mercato libero significa conoscerlo bene, essere in grado di paragonare le diverse offerte, cambiare strategia quando serve. Tutto il contrario dell'immobilismo e dello Status quo a cui ci ha abituato il mercato regolato. E per chi desidera cogliere tutte le nuove opportunità che si presentano, non deve certo attendere la scadenza del gennaio 2022: si può – e se si lavora bene, conviene, quindi si deve – anticipare il mercato libero.
Con le giuste mosse: tecnologie e servizi all'avanguardia, piattaforme digitali specializzate, che uniscono algoritmi e intelligenza artificiale con il contributo 'umano' e in carne e ossa di consulenti altamente specializzati. Strumenti Hi-tech, cervelli 'artificiali' e umani insieme, che permettono di mettere in concorrenza i (tantissimi) fornitori in pochi click sul computer, per poi definire, e seguire nel tempo, la strategia migliore per la propria azienda.
La convenienza aumenta poi in base al prezzo iniziale e ai consumi.
La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20...
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La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20 €/MWh al di sotto dei prezzi dell’anno scorso.
La domanda di gas ha a sua volta ripreso, con la forte competitività dei cicli combinati rispetto al carbone che ne hanno favorito il consumo, e nelle ultime settimane anche i prezzi spot al PSV hanno accennato a una timida ripresa. Il mercato del gas internazionale resta comunque sotto pressione con prezzi spot NBP e TTF ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 80%. I prezzi forward sul mercato elettrico hanno recuperato terreno seppur lentamente (il BL Italia Cal +1 ha registrato un guadagno di circa il 4%), scontando un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno, mentre il mercato forward gas è rimasto stabile, con i livelli elevati di stoccaggio e l’abbondante offerta di GNL a basso costo che ne hanno limitato le possibilità di recupero.
In inglese PUN significa “gioco di parole”. Per chi è alle prese con le forniture di elettricità in Italia, invece, PUN è un acronimo che significa “Prezzo Unico Nazionale”, un...
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In inglese PUN significa “gioco di parole”. Per chi è alle prese con le forniture di elettricità in Italia, invece, PUN è un acronimo che significa “Prezzo Unico Nazionale”, un dato che fa riferimento alla borsa elettrica.
Dietro il PUN nel suo significato relativo all’energia, però, c’è un vasto mondo che conviene conoscere e comprendere, perché, se ci fermassimo alle tre parole del suo significato, non si capirebbe il motivo per cui i fornitori propongono prezzi diversi tra loro.
Sembrerebbe proprio un “gioco di parole”, una promessa mancata, nella fattispecie. Difatti, se la quotazione della corrente elettrica, espressa in Euro per KW/h, è unica su tutto il territorio nazionale, come si spiegano le variazioni di prezzo tra un player e l’altro? E come il PUN può influire sul risparmio in bolletta che ogni ufficio acquisti va cercando, quando lancia una gara? Facciamo un po’ di chiarezza.
Innanzitutto, dobbiamo mettere in chiaro che dietro alla definizione di PUN non c’è alcun intento mistificatore. Il PUN è realmente quel che dice di essere, un prezzo unico nazionale espresso in Euro al KW/h, come determinato dal GME - Gestore mercati energetici (https://www.mercatoelettrico.org/it/).
Il PUN, in particolare, è la quotazione della corrente elettrica in Italia, venduta dai produttori e acquistata dai fornitori, o dai grandi consumatori, alla borsa elettrica. Un vero e proprio ingrosso dell’elettricità.
Dal 2007 in poi, infatti, il D. Lgs. n. 79/99, ha avviato il processo di liberalizzazione del settore dell'energia e ha permesso di istituire la Borsa elettrica italiana (IPEX, Italian, Power Exchange), nella quale i produttori italiani o esteri vendono all’ingrosso l’energia ai fornitori degli utenti finali.
Ogni venditore fissa il suo prezzo tenendo conto di:
• Costi di produzione
• Costi di trasporto
• Intensità della domanda
Va da sé, dunque, che ogni distributore proponga un prezzo diverso, che cambia anche di ora in ora. Nei periodi della giornata in cui si concentra la domanda di elettricità o è più difficile produrre energia, il prezzo sarà più alto; viceversa il prezzo si abbasserà. Pensiamo poi ai costi di trasporto, che cambiano da zona a zona, all’influenza delle fonti rinnovabili che aumentano la disponibilità di energia a discapito di quella prodotta dalle fonti fossili, ecc.
Insomma, le variabili che incidono sul Prezzo Energia (PE) sono tante, ma occorre monitorare l’andamento del mercato con un dato univoco. Ecco che nasce il concetto di PUN.
Il PUN allora non può che essere una media dei prezzi fissati dai venditori, che per convenzione viene calcolata sui dati della giornata precedente. Per rimanere competitivi, i produttori non possono spostarsi molto dal dato nazionale del giorno prima, quindi i prezzi reali sono sempre prossimi al PUN. D’altro canto però, il reale andamento del mercato si può osservare solo su lunghi periodi (sul sito di GME*).
Acquistare quando il mercato è in flessione è certamente un vantaggio.
È utile notare, però, che il PUN si riferisce a una piccola porzione del prezzo totale dell’elettricità che i fornitori propongono, prezzo che si compone di:
- una quota non comprimibile, dovuta a tasse e accise;
- una quota variabile, composta dal prezzo della materia prima, dal trasporto fino al sito dell’acquirente finale, dal servizio offerto, ecc.
Come risparmiare allora?
Se è vero che un contratto a prezzo fisso permette di organizzare in anticipo il budget aziendale, vero è anche che i fornitori si tutelano da eventuali aumenti del PUN chiedendo un extra-margine al cliente. Dunque questa soluzione, per sua natura, è più costosa.
Immaginiamo invece di scegliere un contratto a prezzo variabile con possibilità di fixing, dove per farlo è necessario seguire attentamente gli andamenti del mercato o affidarsi a strumenti nuovi proposti dal mercato. In questo caso l’extra margine non è dovuto. Inoltre, l’azienda risparmia, acquistando elettricità quando il PUN è più basso.
*Il GME è la società pubblica che gestisce operativamente il mercato e garantisce la trasparenza delle transazioni economich
Come per il power, anche per il gas, una volta optato per un contratto a prezzo variabile, è fondamentale scegliere la formula di indicizzazione che fa al caso nostro. Indici gas...
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Come per il power, anche per il gas, una volta optato per un contratto a prezzo variabile, è fondamentale scegliere la formula di indicizzazione che fa al caso nostro.
Prima di tutto, è necessario scegliere il mercato di riferimento per l’indicizzazione. Tendenzialmente è possibile scegliere fra formule con indicizzazione al PSV o al TTF. Il PSV (Punto di Scambio Virtuale) è il prezzo di riferimento del gas sul mercato all’ingrosso italiano. Il TTF (Title Transfer Facility) è invece il prezzo del gas all’ingrosso in Olanda, nonché principale mercato di riferimento per il gas in Europa.
Ma come mai nei contratti gas in Italia è così comune l’indicizzazione al mercato olandese? La domanda sorge spontanea, in effetti!
Innanzitutto, va considerato che l’Olanda, grazie ai suoi ricchi giacimenti, ha utilizzato il gas come principale combustibile sia domestico che industriale prima di tutti gli altri paesi europei, sviluppando per prima un vero e proprio mercato all’ingrosso.
Questo, unito alla posizione geografica centrale fra Norvegia (con giacimenti di petrolio e gas nel Mare del Nord) e l’area centro-europea (Germania, Francia e Gran Bretagna), ha consentito ai Paesi Bassi di svilupparsi come snodo centrale dei transiti gas via pipeline fra i principali paesi europei. Il TTF è dunque diventato il mercato gas più sviluppato d’Europa nonché principale benchmark di prezzo per i mercati limitrofi o ad esso collegati, come l’Italia.
Le dinamiche di mercato che impattano sui prezzi del TTF si ripercuotono sul PSV e, come si può vedere dal grafico (qui sotto) delle quotazioni del calendar 2021 degli ultimi sei mesi, l’andamento dei due mercati evidenzia una correlazione molto alta.
In sede di contrattualizzazione della fornitura a TTF viene fissato anche lo spread (differenza) fra PSV e TTF del momento e, ovviamente, nel momento della stipula del contratto PSV e TTF + SPREAD si equivalgono:
La componente di spread PSV – TTF viene inserita fra i costi nel P0.
Dopo la scelta del mercato di riferimento dell’indicizzazione (al TTF o al PSV), il passo successivo è la scelta della formula di prezzo per la propria fornitura. Le formule standard (sia per una indicizzazione a TTF che a PSV) prevedono una struttura semplice del prezzo applicato al gas consumato ogni mese:
Dove:
Pb : è il prezzo base del mese in cui avviene il consumo, applicato poi ai consumi mensili (in c€/Smc)
Pgas: rappresenta il prezzo che la formula scelta assume rispetto ai prezzi di mercato (trasformata da €/MWh, unità di misura dei mercati all’ingrosso europei, a c€/Smc)
P0: è la componente fissa stabilita dal fornitore che include i costi di modulazione del profilo, lo spread fra PSV e TTF (nel caso di una indicizzazione al TTF), e il margine del fornitore (in c€/Smc). Il P0 è un termine stabilito in sede di contrattualizzazione e rimane invariato per tutta la durata contrattuale.
Per poter comparare fra loro offerte di fornitori diversi, paragonare i diversi valori del P0, a parità di formula scelta, consente di capire quale fornitore applica il costo minore.
Fra le diverse formule di indicizzazione per determinare il Pgas, le più comuni sono le formule Month Ahead (MA) e le formule Day Ahead (DA).
Month Ahead (MA)
Nella sua versione più semplice (ce ne sono diverse!) il Pgas è calcolato come media aritmetica delle quotazioni Bid e Ask del prodotto Month Ahead pubblicate in tutti i giorni del mese precedente a quello di prelievo dal data provider più utilizzato nel mondo gas europeo, ovvero ICIS Heren.
Potrebbe sembrare complicato (Bid/Ask, Month Ahead, mese precedente… aiuto!), facciamo un esempio:
Il prezzo Pgas del mese di maggio 2020 è calcolato come segue:
ogni giorno lavorativo del mese di aprile 2020, ICIS Heren ha pubblicato per il prodotto Month Ahead, ovvero il “mese avanti” rispetto al mese di aprile (e quindi maggio!), un valore di Bid (prezzo di acquisto) e Ask (prezzo di vendita) medi per le transazioni avvenute sul mercato in quel giorno. Ogni giorno di aprile, dunque, è possibile calcolare un valore medio per il prezzo del prodotto Month Ahead (maggio), facendo una semplice media fra Bid e Ask.
Al termine dell’ultimo giorno lavorativo del mese di aprile avremo dunque tutti i prezzi medi giornalieri del prodotto Month Ahead (maggio) pubblicati da ICIS Heren.
Il prezzo Pgas MA sarà dunque la media aritmetica di questi prezzi medi giornalieri della quotazione Month Ahead.
Il Pgas viene poi moltiplicato per il consumo totale del mese di consumo. Con questa formula, il prezzo è noto già l’ultimo giorno lavorativo del mese precedente
Day Ahead (DA)
Nella formula a DA il prezzo Pgas è dato dalla media dei prezzi Day Ahead (giornalieri) di ogni giorno del mese pesata per il consumo giornaliero di gas. Anche in questo caso, la quotazione del P_DAgiornaliero è data dalla media fra Bid e Ask del prodotto Day Ahead pubblicata da ICIS Heren.
Il prezzo Pgas da applicare al consumo di gas mensile è dunque data dalla somma (Σ) del prodotto fra prezzo giornaliero DA e consumo dello stesso giorno, il tutto diviso per il totale del consumo mensile (media pesata rispetto ai consumi).
Si paga dunque, in ogni giorno di consumo, il prezzo Day Ahead di quel giorno; il prezzo del gas consumato è noto solo all’ultimo giorno del mese di consumo.
N.B. per il week end ed i giorni festivi contigui al week end viene utilizzata la quotazione del prodotto Week End.
Anche per il gas è possibile fare alcune considerazioni di carattere pratico che possano aiutare nella scelta della propria indicizzazione.
Per quanto una indicizzazione al PSV possa sembrare più immediata (se compro gas in Italia indicizzo al gas italiano), le formule di pricing indicizzate al TTF traggono vantaggio dall’alta liquidità di questo mercato, che agevola le operazioni di copertura dei fornitori e ne limita i costi (implicitamente) ribaltati sul prezzo al cliente in sede di fixing.
Quindi, se il cliente desidera fare diversi fixing nel corso della durata contrattuale, potrebbe esser più vantaggiosa una indicizzazione al TTF.
Viceversa, se la preferenza del cliente è verso un prodotto puramente variabile, l’indicizzazione al PSV risulta più immediata.
Rispetto alla scelta di un prodotto MA o DA, la formula MA offre la possibilità di programmare il fabbisogno di cassa necessario a coprire i costi della fornitura, poiché il prezzo del gas consumato è noto alla fine del mese precedente rispetto al mese di consumo.
La formula DA invece, può risultare vantaggiosa per chi ha consumi flessibili, che consentano di modulare il profilo nei giorni/periodi meno costosi (es: week end o giorni freschi d’estate/tiepidi d’inverno). L’impatto delle temperature sui prezzi rimane in ogni caso una variabile da gestire accuratamente.
Come per il power, anche per il gas la conoscenza del proprio profilo di consumo e della propria flessibilità è fondamentale per poter scegliere al meglio la propria indicizzazione.
Oltre al noto dilemma fra fisso o variabile , un altro quesito decisamente non trascurabile riguarda la formula di indicizzazione da scegliere nel momento in cui si...
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Oltre al noto dilemma fra fisso o variabile , un altro quesito decisamente non trascurabile riguarda la formula di indicizzazione da scegliere nel momento in cui si contrattualizza con il proprio fornitore. Facciamo un po’ di chiarezza!
Generalmente la struttura delle formule power indicizzate risulta la seguente:
Pb = Ppower + P0
Dove:
Pb è il prezzo del mese in cui avviene il consumo (in €/MWh)
Ppower rappresenta il prezzo che la formula scelta assume rispetto ai prezzi di mercato (in €/MWh)
P0 è la componente fissa stabilita dal fornitore che include i costi di modulazione del profilo, i costi di sbilanciamento, eventualmente altri costi, come le garanzie di origine, e il margine del fornitore (in €/MWh). Il P0 è un termine stabilito in sede di contrattualizzazione e rimane invariato per tutta la durata contrattuale.
Quando si richiede un’offerta a diversi fornitori, paragonare i diversi valori del P0, a parità di formula scelta, consente di capire quale fornitore applica il costo minore.
Le formule di indicizzazione sono le più svariate ma, volendo citare qualche esempio, le formule più note sono forse quelle a PUN orario e a PUN medio baseload (o PUN aritmetico baseload).
Ppower = (PUN orario x consumo orario) : consumo totale del mese
Ppower = media aritmetica PUN orario
In linea teorica, alla stipula del contratto, le due indicizzazioni trattate si equivalgono, ovvero nel P0 (uno per ogni fascia F1-F2-F3) della formula a PUNaBL dovrebbe esser inserito il costo della modulazione che nella formula a PUNh è invece prezzata nel Ppower.
Poi, nel mese di consumo, il delta fra i prezzi nelle diverse fasi (F1-F2-F3) può allargarsi o restringersi, favorendo le formule a PUNaBL, nel primo caso, e a PUNh nel secondo. È dunque impossibile, a priori, dire quale delle due indicizzazioni sia migliore.
In generale, si può dire che maggiore è la conoscenza del proprio profilo di consumo e meglio si può stimare il proprio “rischio modulazione”.
I clienti più grandi o con un dipartimento di energy management preposto, solitamente sono in grado di rispettare i programmi di consumo e di gestire il rischio modulazione e, dunque, dovrebbero trarre maggior beneficio da una formula a PUNh. Con questa formula, inoltre, i clienti che hanno la capacità di modulare con flessibilità il proprio consumo possono concentrare il fabbisogno energetico nelle ore/fasce a costo minore, risparmiando notevolmente.
Al contrario, per i clienti che hanno minor capacità di stimare con precisione il proprio profilo di consumo e che non hanno flessibilità, la scelta migliore è la formula PUNaBL, che permette di delegare il rischio modulazione al fornitore pagando semplicemente un P0 tendenzialmente più alto. Questa formula, inoltre, risulta molto conveniente anche per profili di consumo molto variabili e di difficile previsione.
Va ricordato, infine, che per ottimizzare i costi di fornitura e gestire al meglio il proprio approvvigionamento è bene inserire nel contratto la possibilità di fare dei fixing, a prescindere dalla formula di indicizzazione scelta.
MEMORANDUM:
BASELOAD: fascia che include tutte le 24 ore del giorno, tutti i giorni della settimana, sia feriali che festivi.
F1 (ore di punta): dalle ore 8:00 di mattina alle 19:00, dal lunedì al venerdì, esclusi i festivi.
F2 (ore intermedie o di spalla): da lunedì al venerdì, dalle ore 07:00 alle 08:00 di mattina, dalle 19:00 alle 23:00 la sera + sabato dalle ore 07:00 alle 23:00. Festivi esclusi.
F3 (ore fuori punta): dal lunedì al sabato, dalle ore 00:00 alle 07:00 e dalle 23:00 alle 24:00 + tutte le ore della giornata di domenica e giorni festivi.
“Fisso o variabile? Questo è il problema!” Il grande dilemma torna periodicamente a dare il tarlo ai clienti. Alcuni clienti o i loro energy manager, consulenti o responsabili...
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“Fisso o variabile? Questo è il problema!” Il grande dilemma torna periodicamente a dare il tarlo ai clienti. Alcuni clienti o i loro energy manager, consulenti o responsabili dell’approvvigionamento, preferiscono il prezzo fisso per la sensazione di sicurezza che dà (più di così non posso spendere!), altri invece preferiscono l’indicizzato per non dover scegliere a fine anno il prezzo per tutto l’anno successivo (magari posso spendere meno!). Cosa scegliere?
Acquistare energia elettrica o gas a prezzo fisso significa bloccare in sede di stipula del contratto il prezzo della propria fornitura per tutta la durata del periodo considerato, definendo le cifre del proprio budget ma rinunciando alla possibilità di ulteriore risparmio.
Stipulare un contratto a prezzo variabile (o indicizzato, che dir si voglia), invece, consente di approfittare di eventuali ribassi nel corso del periodo di fornitura, rimanendo però esposti al rischio che i prezzi salgano. In un contratto a prezzo variabile, inoltre, è possibile fissare il prezzo di una parte della propria fornitura nel corso dell’anno, attraverso i fixing, che possono esser diluiti nel tempo e su porzioni di consumo (un mese/trimestre, solo una porzione del consumo o il 100%, più tranche in momenti diversi).
Nel momento della stipula del contratto, il prezzo fisso e il prezzo indicizzato (di qualunque formula si tratti) si equivalgono, ovvero numericamente la formula ha esattamente lo stesso valore del prezzo di mercato (a meno del margine del fornitore). Nel corso del contratto, poi, il prezzo indicizzato si allontana dal prezzo fisso, seguendo l’andamento del mercato e solo ex post è possibile capire se sarebbe stato più conveniente uno o l’altro.
Il Sig. Rossi, ogni anno, il giorno 8 di maggio acquista la sua energia per il Q3 (luglio-settembre) a prezzo fisso.
Sia nel 2018 che nel 2019, quando ha acquistato la sua energia, il Sig. Rossi è riuscito ad ottenere un prezzo fisso di 62 €/MWh.
Nel 2018 il prezzo medio del PUN del trimestre è stato 68,82 €/MWh e il Sig. Rossi, che ha pagato 62, ha potuto ottenere un enorme risparmio grazie al suo prezzo fisso.
Nel 2019, invece, il prezzo medio del PUN del trimestre è stato 51,01 €/MWh e il Sig. Rossi, che ha pagato 62, ha sostenuto un costo molto più elevato rispetto a quanto avrebbe pagato se avesse avuto un contratto a prezzo variabile.
Al di là delle inevitabili riflessioni ex post (Ho fatto bene a fissare il prezzo della fornitura? Avrei potuto risparmiare con un contratto diverso?), ciò che è importante nel momento della contrattualizzazione, è la scelta della flessibilità.
Prediligere una fornitura a prezzo indicizzato con la possibilità di fixing offre maggiori opportunità di ottimizzazione rispetto alla scelta di una fornitura a prezzo fisso per tutta la durata contrattuale.
Innanzitutto, perché un contratto indicizzato può facilmente esser tramutato, attraverso i fixing, in un contratto a prezzo fisso per una parte o per il totale del profilo di consumo, limitando il rischio che il mercato salga e i costi di approvvigionamento diventino troppo onerosi.
Inoltre, e soprattutto, perché la scelta di fissare il prezzo in più tranche, in momenti diversi e per porzioni di consumo (mesi/trimestri e/o percentuali) consente di seguire maggiormente il mercato e di gestire attivamente il proprio costo di approvvigionamento, diminuendo il rischio di compiere una scelta definitiva in un solo momento dell’anno.
Scegliere di essere flessibili con un contratto indicizzato, dunque, consente di ottenere i vantaggi di un contratto a prezzo fisso (grazie ai fixing) e di poter scegliere il giusto timing per bloccare il prezzo per le diverse porzioni del proprio profilo, diversificando il rischio e approfittando di eventuali discese dei prezzi.
Fingi di essere a un’asta, con il battitore, l’oggetto d’arte in vendita, una folta platea di potenziali compratori che si contendono l’acquisto a suon di rilanci… “un milione e...
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Fingi di essere a un’asta, con il battitore, l’oggetto d’arte in vendita, una folta platea di potenziali compratori che si contendono l’acquisto a suon di rilanci… “un milione e uno, un milione e due, un milione e tre. Aggiudicato!”
Questa atmosfera di competizione e frenesia è quanto di più esplicativo si possa proporre all’immaginazione per comprendere il concetto di “tendering energia”.
Le gare d’appalto per l’acquisizione di quantitativi all’ingrosso di materia prima (elettricità o gas naturale), difatti, funzionano più o meno così.
I produttori mettono in vendita la loro merce e i grossisti la acquistano a un prezzo che dipende da diversi fattori: è il funzionamento, certo molto semplificato, della borsa energetica, luogo virtuale in cui si incontrano la domanda e l’offerta e la cui gestione economica è affidata al GME (www.mercatoelettrico.com), ai sensi dell'art. 5 del d.lgs. 79/99.
Come sfruttare le ricadute del tendering energia sull’utente finale, cioè la tua azienda, è il tema di questo post. Entreremo nei meccanismi della formazione del prezzo della materia prima e spiegheremo come massimizzare i risparmi sulle forniture attraverso l’uso di una piattaforma digitale.
Generalmente, il processo di acquisto di energia viene compiuto dalle aziende in maniera discontinua e, spesso, i tecnicismi come il metodo di approccio al “tendering energia" (o gara d’appalto), sono, per la maggior parte delle imprese, al di fuori dello specifico know how aziendale.
Acquistare energia, però, ha quasi sempre una notevole rilevanza sul piano dei costi annuali e, per questo, è importante capire come ottimizzare il risparmio, conoscendo a fondo i meccanismi che stanno a monte della filiera.
I prezzi dell’elettricità e del gas cambiano di ora in ora, in base al rapporto tra domanda/offerta, in base alle ore in cui è richiesta più o meno energia, o ai mesi, come agosto, per esempio, nel quale la domanda generale cala, ma la produzione di energia solare aumenta.
Analizzando il diagramma dell’andamento dei prezzi di elettricità lungo un intero anno, allora si osservano picchi positivi, nei quali il prezzo ha superato di gran lunga la media, e picchi negativi, nei quali gli acquirenti hanno pagato la tariffa minima per una stessa quantità di energia. Questo andamento discontinuo dei prezzi è l’effetto delle attività di tendering energia.
Gli utenti finali che hanno scelto un contratto a prezzo fisso hanno certamente perso l’opportunità di avere l’energia ai prezzi più bassi dell’anno.
Chi ha optato per un contratto a prezzi variabili con possibilità di indicizzare il prezzo, invece, ha colto questa opportunità. Come? Facendo fixing del prezzo, cioè trasformando una quota parte della fornitura già acquistata in una fornitura a prezzo fisso.
Un bel vantaggio, che, certo, comporta dei rischi, visto che lo scorso anno nessuno poteva sapere come sarebbe andato il mercato.
Si potrebbe ribattere che valutare a posteriori è facile, eppure un metodo per “prevedere” il futuro dei prezzi e scommettere su un fixing vantaggioso, esiste.
L’andamento del mercato segue modelli matematici di previsione che permettono di fare fixing con una certa tranquillità.
Certo, seguire il mercato con regolarità è materia da trader o da consulenti, tuttavia il web offre l’opportunità di essere autonomi attraverso una piattaforma digitale che automatizza la previsione e suggerisce, attraverso specifici plug-in, quando eseguire il fixing e su quale percentuale di energia già contrattualizzata. E il massimo del risparmio ottenibile è così garantito.
Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine...
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Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine aprile a fine maggio ha perso più del 30% e il PSV d+1 circa il 25%. Il mercato del gas internazionale sta assistendo alla discesa dei prezzi spot al di sotto di livelli considerati fino a pochi mesi fa invalicabili, con quotazioni NBP e TTF per la prima volta inferiori all’Henry Hub. La disponibilità di GNL a basso costo e livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa in media superiori al 70% sono tra le cause principali della discesa dei prezzi gas e a cascata di quelli elettrici in un contesto di domanda ancora inferiore alle medie stagionali e di una primavera mite. In questo contesto, la tenuta dei prezzi forward (sia il BL Italia Cal +1 che il PSV Cal +1 registrano una variazione mensile positiva poco inferiore al 1%) è da ricondurre all’aspettativa di una ripresa della domanda e di un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno.
Semplice e veloce come dare lo “start” dei 100 metri in piano su una pista d’atletica? Niente affatto. Avviare una gara per scelta del fornitore di energia non è immediato....
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Semplice e veloce come dare lo “start” dei 100 metri in piano su una pista d’atletica? Niente affatto. Avviare una gara per scelta del fornitore di energia non è immediato. Neppure semplice, se non si ha un’idea più che chiara delle vere domande da porsi e dei passi da fare. Ecco perché, diciamolo, la scelta del fornitore di energia dà all’Energy manager più di qualche preoccupazione.
A complicare un quadro di per sé difficile da interpretare, c’è il gran numero di player del mercato libero che sostengono, ciascuno, di avere l’offerta più economica e giusta per l’azienda. È vero o sperano solo di accaparrarsi il cliente? Come discriminare?
Per uscire dal labirinto delle offerte e degli innumerevoli dettagli da confrontare, le strade tradizionalmente percorse per scelta del fornitore di energia sono quattro:
Percorsi possibili, ma non del tutto efficienti, se si pensa che i primi sono laboriosi e/o poco affidabili e gli ultimi hanno un costo.
Vale la pena, allora, di aprirsi a una nuova alternativa: la gara ad hoc, quella realmente tarata sulle peculiari esigenze dell’azienda. Per questa attività sono necessarie alcune riflessioni e un sistema univoco di raffronto, un marketplace evoluto.
Vediamo come si fa.
Può sembrare banale, ma se riceviamo offerte standard, spesso è perché la nostra richiesta non comunica la sua reale specificità. È come dire che quando spieghiamo una nostra idea e l’interlocutore non capisce, spesso siamo noi ad esserci espressi male.
Allora focalizziamoci innanzitutto su come comunichiamo, su cosa ci serve davvero.
Per ottenere il maggior risparmio, quando lanciamo una gara per la scelta del fornitore di energia è determinante che la fornitura sia realmente “sartoriale”, quindi le esigenze aziendali devono risultare chiare, fin dall’inizio.
Innanzitutto, occorre chiarire cosa ci interessa più: i criteri di selezione, infatti, vanno ben oltre il prezzo basso. Anche se la convenienza sembra essere l’unico obiettivo.
Supponiamo che l’impresa abbia più di un sito produttivo: potresti avere necessità di aggiungere o rimuovere siti sul contratto in corso. Ipotizziamo, invece, che la comunicazione dell’azienda punti sul concetto di responsabilità sociale: avrai dunque interesse a conoscere la percentuale di energia rinnovabile nella produzione dei fornitori… e via dicendo. Queste richieste non sono scontate. Devono essere esplicitate fin dall’inizio della gara, non dopo.
Per schematizzare, un contratto energetico su misura non può prescindere dal fare riflessioni accurate sui seguenti temi:
Segnalate le tue richieste specifiche, è importante fissare un periodo di fornitura e una durata precise, i dati storici di consumo e le informazioni sui siti da fornire. Soprattutto, però, è fondamentale fare in modo che le proposte abbiano tutte la stessa data e la stessa validità d’offerta.
I prezzi dell’energia, difatti, cambiano di giorno in giorno alla borsa energetica, pertanto, per poter essere paragonabili, le offerte devono essere elaborate tutte sullo stesso prezzo e avere la medesima validità.
Chiariti i termini per l’impostazione di una gara ad hoc, non resta che avviare il lavoro di ricerca. Dato in gran numero di informazioni da comunicare e considerata la necessità di avere offerte confrontabili, e quindi elaborate realmente nel medesimo istante, conviene affidarsi a un marketplace evoluto, capace di concentrare in pochi minuti il lavoro di settimane e di garantire un risultato impeccabile.
“Spendere il meno possibile mantenendo la qualità” è il mantra di ogni buon buyer. La regola si applica a ogni tipologia di acquisto: materie prime, cartoleria, dispositivi di...
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“Spendere il meno possibile mantenendo la qualità” è il mantra di ogni buon buyer. La regola si applica a ogni tipologia di acquisto: materie prime, cartoleria, dispositivi di sicurezza personale, macchinari, ecc… e anche la fornitura energetica, se la realtà produttiva è priva di un Energy manager.
Tutte le esigenze d’acquisizione di materiali da parte di un’azienda, difatti, passano dall’ufficio acquisti (UA). Sulla scrivania si accumulano le pratiche in lavorazione, che richiedono, tutte, un’intensa attività di scouting, di scelta dei fornitori migliori e di raffronto tra le offerte, per scovare chi si distingue per rapporto qualità/costo.
Tuttavia, il risparmio sull’elettricità e il gas naturale può davvero fare la differenza per l’azienda. Tra tutti i contratti, difatti, la fornitura energetica rappresenta una delle voci di spesa annuali più ingenti.
La concentrazione richiesta al personale dell’UA, dunque, è massima, come alte sono la responsabilità e, qualche volta, anche la preoccupazione.
Ecco che, in questa fase, si ricorre spesso a un consulente o a un portale B2B. Per far sì che l’aiuto cercato non divenga a sua volta un’ulteriore fonte di spesa, di seguito cercheremo di esaminare le soluzioni efficaci e, tra queste, anche quelle maggiormente efficienti.
In Italia, infatti, le liberalizzazioni hanno aperto la strada a un gran numero di fornitori: oggi possiamo scegliere tra più di 500 player attivi. Impossibile interpellarli tutti e impossibile sapere a priori di chi ci si potrà fidare. Non c’è niente di peggio, per esempio, che stipulare un contratto di fornitura energetica con un’azienda che, di punto in bianco, fallisce.
Le proposte commerciali, le fatture e i servizi offerti, poi, potrebbero essere di non facile fruibilità. Talvolta i documenti sono così enigmatici da non poter essere confrontati alle offerte di altri competitor, se non con grandi sforzi d’immaginazione.
Tali difficoltà fanno perdere molto tempo al personale dell’ufficio acquisti, settimane intere.
Ricorrere a un consulente, online o fisico, comporta un prezzo da pagare che, soprattutto per imprese di medie dimensioni, vanificherebbe il risparmio ottenuto in bolletta.
Il comparatore B2B di tariffe online può essere una soluzione, ma occorre precisare che risolve solo una parte dei problemi, perché indica la tariffa migliore tra quelle standard a prezzo fisso, ma non garantisce né proposte “su misura”, né verifiche sulla qualità delle aziende.
Conviene dunque esplorare la via del portale B2B.
Un valido supporto quando si cerca nuova fornitura energetica è un portale B2B evoluto, in grado cioè di interporsi tra l’ufficio acquisti e il mercato dell’energia in maniera attiva. Questa tipologia di strumento informatico permette al responsabile UA di risparmiare una gran quantità di tempo e di trovare il fornitore più adeguato alle particolari esigenze dell’azienda.
I fornitori sono selezionati e validati a monte e il lancio della gara è strutturato in modo che siano ben chiare le richieste (in termini di volumi, servizi, opzioni di prezzo, origine dell’energia, garanzie finanziarie, il periodo di fornitura, la durata, ecc).
La stessa richiesta di contratto su misura raggiunge contemporaneamente tutti i fornitori che gli esperti del portale hanno selezionato, snellendo in modo consistente l’attività del responsabile dell’Ufficio Acquisti.
Per chi deve scegliere e poi gestire la fornitura di energia elettrica e gas B2B per la propria azienda, lo Smart working rappresenta un'opportunità in più, e molto vantaggiosa:...
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Per chi deve scegliere e poi gestire la fornitura di energia elettrica e gas B2B per la propria azienda, lo Smart working rappresenta un'opportunità in più, e molto vantaggiosa: nel segno della velocità, praticità, efficienza, convenienza. Ecco perché quello tra il cosiddetto lavoro agile e la fornitura di energia elettrica e gas B2B può essere definito “un incontro virtuoso”.
Lavorare a distanza, fuori dalle dinaliche dell'azienda e dagli orari d'ufficio, direttamente da casa, è una pratica sempre più diffusa. Se lo scorso anno gli Smart worker in Italia erano circa 570mila, con il 60% delle grandi imprese e il 12% delle PMI coinvolte – secondo i dati dell'Osservatorio Smart working del Politecnico di Milano – oggi, come conseguenza dell'emergenza sanitaria e del distanziamento sociale, questa attività ha avuto uno slancio e uno sviluppo straordinario. Uno sviluppo dal quale, con ogni probabilità, non si tornerà indietro.
Lo Smart working non è più solo un trend, ma ora è una risorsa per motivi di sicurezza, e domani sarà sempre più una necessità. Cambia e si evolve il modo di lavorare, e per imprenditori, dirigenti, responsabili Acquisti, Energy manager, cambia e si evolve anche il modo di occuparsi dell'energia.
Questa modalità di lavoro online, con computer, tablet e smartphone, da casa e dal divano del salotto, innova e semplifica – e di molto – anche il lavoro di chi si occupa della gestione dei contratti per la fornitura di energia elettrica e gas B2B.
La digitalizzazione delle operazioni collegate ai contratti di fornitura energetica permette, ad esempio, all'Energy manager o al responsabile Acquisti dell'azienda, di lavorare quando e da dove si vuole, con la massima praticità, flessibilità e convenienza. Non occorre incontrare di persona un consulente o un fornitore di energia elettrica e gas B2B, l'attività non dipende dagli orari di qualcun altro o da quelli dell'ufficio.
La convenienza, rispetto ai sistemi di scelta e acquisto tradizionali, oltre al risparmio di tempo e fatica, deriva anche dal fatto che una piattaforma online specializzata in fornitura di energia elettrica e gas B2B – come altre analoghe in altri settori di attività – concentra, analizza e mette a disposizione le offerte richieste, in base al tipo di azienda e ai consumi, per raffrontare e scegliere facilmente tra quelle più convenienti, e su misura per le proprie necessità energetiche.
La piattaforma specializzata di YEM – network internazionale specializzato nel settore dell'energia B2B –, mette a disposizione tutte queste opportunità e questi servizi online. A casa, la digitalizzazione ci aiuta ad avere subito, sul proprio computer o dispositivo mobile, le migliori offerte disponibili sul mercato.
Ecco quali sono queste 3 semplici operazioni online per scegliere la fornitura di energia elettrica e gas che lo smartworking permette:
- richiedere un'offerta personalizzata a partire dalle esigenze energetiche dell’azienda. È possibile, in questo modo, accedere ai consigli strategici di e creare una richiesta di offerta personalizzata in maniera facile ed efficacie.
- mettere in concorrenza i fornitori energetici: il responsabile Acquisti o Energy manager ha la possibilità di inviare la richiesta di offerta ai fornitori attraverso la stessa piattaforma, o di scaricarla e inviarla direttamente ad altri fornitori da lui scelti.
- ricevere la classifica delle offerte di fornitura: il marketplace classifica già le offerte dei fornitori. Si può così scegliere l’offerta più adatta alle esigenze energetiche dell’azienda e finalizzare direttamente il contratto con il fornitore scelto.
Tutto online, con la massima velocità, praticità e convenienza. E in modo completamente automatizzato.
Grazie alla piattaforma online si può fare tutto ciò che serve per una facile e veloce digitalizzazione del processo di contrattualizzazione energetica B2B. Con la gestione digitale delle attività, oltre a ottenere totale indipendenza operativa, in termini di orari e di luoghi, oltre a velocizzare il processo di ricerca dell'offerta e ricevere le migliori in pochi click, ogni imprenditore, dirigente e manager, può diventare un Energy manager per la propria azienda.
Inoltre, con le applicazioni web, è possibile conservare anch
e i dati di contrattualizzazione per analizzare le successive strategie e scelte energetiche. In pratica, si possono utilizzare anche risorse di Data management attorno al contratto di fornitura di energia elettrica e gas B2B. In questo modo, utilizzando questi processi online e i servizi messi a disposizione dalla piattaforma, è possibile risparmiare a tutti i livelli dell’Energy management: costo della materia prima, costo dell’intermediazione, tempo, lavoro dedicato.
I servizi presenti sulla piattaforma sono il frutto di un lavoro di squadra altamente specializzato e di alta qualità – da parte di ingegneri, trader e analisti dell'energia B2B –, ma essendo digitalizzato è ottenuto in minor tempo. Il marketplace ottimizza la consulenza, in pochi click così la bolletta energetica diventa più leggera e anche il processo di contrattualizzazione.
I movimenti dei prezzi di gas ed elettricità nel corso dell’anno possono essere importanti e la volatilità che ne consegue può esser percepita come un rischio o, viceversa, come...
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I movimenti dei prezzi di gas ed elettricità nel corso dell’anno possono essere importanti e la volatilità che ne consegue può esser percepita come un rischio o, viceversa, come un’opportunità.
Riuscire a ottenere un guadagno o un risparmio nelle diverse situazioni è possibile grazie a strumenti e analisi che, pur derivate dal trading, consentono di migliorare la gestione dell’approvvigionamento lungo tutta la filiera.
Con il termine trading si intende l’attività di compravendita di beni fisici o strumenti finanziari con lo scopo di realizzare profitti acquistando a prezzo più basso e vendendo a prezzo più alto. Anche sui mercati all’ingrosso di energia elettrica e gas il trading è molto diffuso e gli operatori attivi in questo settore sono diverse centinaia in tutta l’Europa.
Seguendo l’andamento dei mercati, studiando la situazione dei drivers (ovvero quei fattori che influenzano il prezzo) e facendo analisi, i trader possono anticipare (e contribuire) all’evoluzione dei prezzi e acquistare o vendere partite di gas o energia elettrica per realizzare un profitto.
L’attività di trading può essere vista come attività speculativa o come attività di ottimizzazione, a seconda che sia associata o meno ad un portafoglio di produzione o consumo.
Il trading speculativo è un’attività separata dalle altre aree aziendali, con un suo budget e dei suoi limiti operativi, un capitale di rischio a disposizione (un capitale, cioè, che in casi estremi può andar perso) e uno stringente controllo da parte del risk management. L’obiettivo è realizzare dei guadagni sfruttando i movimenti dei mercati.
ESEMPIO: il trader, a seguito di analisi e considerazioni, pensa che il prezzo del power per quest’estate possa salire. Per questo motivo prenderà una posizione in acquisto sul prodotto Q3 in attesa di poter vendere lo stesso ad un prezzo più alto.
L’ottimizzazione, invece, pur basandosi sostanzialmente sulla stessa attività (compro e vendo), ha come scopo l’individuazione dei trend di mercato e dei periodi migliori per vendere o acquistare energia elettrica o gas per il proprio portafoglio, realizzando un maggior profitto rispetto ad una gestione passiva.
ESEMPIO: il portfolio manager di una società di vendita di energia elettrica ha molti clienti che hanno acquistato da lui energia elettrica a prezzo variabile (es. PUN) ma pensa che il prezzo dell’energia elettrica durante il Q3 possa salire. Per questo motivo decide di acquistare il Q3, fissando il proprio prezzo di approvvigionamento, per migliorare il proprio guadagno (prezzo di vendita ai clienti – prezzo di approvvigionamento) qualora il prezzo salisse.
Fino a qualche anno fa le attività di trading e ottimizzazione erano prerogativa delle società medio/grandi attive nel mondo energy.
Recentemente però, con l’accentuarsi della crisi e la diminuzione dei margini, l’ottimizzazione è diventata una prassi anche più a valle nella filiera e sono moltissimi i clienti che, grazie a risorse interne o esterne, perseguono l’aumento dei margini, o, per meglio dire, la diminuzione dei costi, attraverso una miglior gestione dei propri approvvigionamenti.
La figura dell’energy manager nelle società che consumano molto gas o energia elettrica è infatti una figura chiave, che consente di ottimizzare le forniture, fissando o meno il prezzo in base alle aspettative dei movimenti di mercato, consentendo alla sua azienda di mantenere bassi i costi ed essere più competitiva.
ESEMPIO: l’energy manager di una industria, grazie ad analisi e strumenti a sua disposizione, ritiene che il prezzo dell’energia elettrica nel terzo trimestre potrebbe salire rispetto ai valori attuali.
Decide così di fissare alcune tranche della propria fornitura richiedendo al proprio fornitore un fixing, che gli consenta di approfittare dei prezzi bassi offerti oggi dal mercato per non rischiare di affrontare un costo eccessivo durante l’estate.
Capire i mercati e utilizzare strumenti adeguati per ottimizzare la propria fornitura consente, dunque, di migliorare la competitività delle aziende energivore e di diminuire il rischio di brutte sorprese in bolletta.
Photo: © Stephen Dawson from Unsplash
Benché complesso, l’energy management system può essere implementato all’interno della propria organizzazione aziendale senza particolari difficoltà. Certo va compreso a fondo, ne...
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Benché complesso, l’energy management system può essere implementato all’interno della propria organizzazione aziendale senza particolari difficoltà.
Certo va compreso a fondo, ne vanno approfondite tutte le fasi, ma orchestrare un sistema di gestione dell’energia (SGE) realmente efficace non è affatto una missione da capogiro come sembra.
Ovviamente non s’improvvisa. L’energy management system, infatti, è per definizione uno strumento tecnico, mirato, rigoroso. Necessita di esperienza, investimenti e continuità, motivo per cui, a volte, può sembrare un ostacolo troppo alto da scavalcare.
Le caratteristiche di un SGE efficace, però, sono riassumibili in pochi passaggi che, per chi legge, possono essere intesi come un vero e proprio vademecum.
Vediamo insieme quali sono i requisiti principali di un SGE efficace.
Un energy management system di successo deve essere:
Innanzitutto, l’implementazione di un sistema di gestione dell’energia richiede un cambiamento culturale all’interno dell’azienda.
L’SGE, difatti, non mira solo a ridurre i consumi di approvvigionamento energetico; piuttosto punta a creare un sistema virtuoso di continuo miglioramento nei termini più generali di efficienza energetica. Le funzioni aziendali coinvolte da un tale sistema sono tante, c’è bisogno di varie professionalità e di consapevolezza a tutti i livelli riguardo ai benefici gestionali ed economici che se ne possono ricavare.
Coinvolgere tutto il personale e applicare il sistema a qualsiasi ambito dell’azienda è un vero must.
Ogni realtà aziendale ha le sue esigenze produttive. Tradotto in termini energetici, ogni industria o ufficio determina un certo consumo in virtù di ciò che produce.
I mix energetici, le tecnologie utilizzate, gli impianti, gli strumenti di controllo utilizzati sono il frutto di una scelta precisa dell’imprenditore.
Certamente, però, è necessario che l’SGE sia un’attività adeguatamente finanziata, perché richiede personale formato, controlli periodici e investimenti eventuali per migliorare le performance energetiche a qualunque livello.
Un primo e importante aiuto all’implementazione di un SGE realmente efficace è dato dalla normativa UNI CEI EN ISO 5001. L’approccio generale che la norma suggerisce può essere seguito con la finalità della certificazione o solo come guida.
La normativa è basata sul ciclo Plan-Do-Check-Act (europa.eu):
- Plan: Realizzare l’analisi energetica per stabilire il valore di riferimento iniziale, gli indicatori di prestazione energetica, gli obiettivi e i piani di azione necessari. Il piano di azione va aggiornato regolarmente, tenendo conto dei cambiamenti in termini di prestazioni, priorità e nuove apparecchiature introdotte.
- Do: Attuare i piani d'azione della gestione dell'energia.
- Check: Sorvegliare e misurare i processi che determinano le prestazioni energetiche, riportandone i risultati.
- Act: Intraprendere azioni per migliorare in continuo la prestazione energetica.
L’energy management system non è mai un percorso lineare con un inizio e una fine. Piuttosto è un ciclo chiuso. La sequenza dei passaggi si ripete in modo continuativo nel tempo e ogni ciclo comporta un miglioramento dei risultati rispetto al precedente.
Per questa ragione, a conclusione di ogni ciclo è necessario eseguire un controllo dei parametri di efficienza. Si può optare per un controllo interno o, nel caso di certificazione, per l’esecuzione di un audit energetico.
Per essere competitive nel mercato globale e soddisfare gli standard ambientali, l’industria e le aziende devono adeguarsi alle normative in vigore.
Implementando un sistema di gestione dell’energia certificato ISO 50001 (o ispirato a esso) si possono ottenere benefici che riguardano la gestione ambientale e la gestione della qualità. È dunque imprescindibile che i modelli siano integrati.
L’energy management necessita, dunque, di tempo e di concentrazione per pianificare tutti i passaggi di implementazione del sistema. La tecnologia viene in aiuto dell’Energy manager attraverso sensori di rilevazione consumi, smart manifattura, soluzioni IT online, inoltre, è disponibile un sistema smart per ottimizzare i tempi di selezione di nuove forniture. Un valido supporto per ottimizzare i tempi e allocare al meglio le proprie risorse.
© everythingpossible Adobestock
Al pari di una spada lucida e affilata per un valoroso condottiero, l’energy management è l’arma più potente ed efficace nelle mani di un energy manager. Infatti, difendere...
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Al pari di una spada lucida e affilata per un valoroso condottiero, l’energy management è l’arma più potente ed efficace nelle mani di un energy manager.
Infatti, difendere l’organizzazione aziendale da sprechi e costi elevati dovuti all’approvvigionamento di energia è impresa ardua e complessa: occorre maneggiare con destrezza gli strumenti più appropriati. Improvvisazione, calcoli sommari e forniture a buon mercato, difatti, potrebbero non bastare a raggiungere gli obiettivi aziendali.
Annoverato tra i migliori alleati del business, l’energy management è senza dubbio il mezzo magistrale per analizzare, monitorare e gestire ogni aspetto legato all’energia.
Letteralmente, l’energy management è la “gestione energetica” aziendale, un approccio sistematico, un insieme di tecniche che assicurano risultati di efficientamento e risparmio aziendale.
Tuttavia, interpretarlo come una visione globale, un nuovo paradigma di pensiero sul tema è forse più corretto. Tanto più che oggi l’imprenditore ha almeno tre domande a cui dare risposta:
- Come posso risparmiare?
- Quale modello di gestione energetica può portarmi a migliorare costantemente le mie performance energetiche?
- Come posso adeguarmi alle richieste della normativa europea in termini ambientali?
Il sommarsi di diverse esigenze, interne ed esterne all’azienda, spariglia le carte di anno in anno. Una buona strategia energetica deve tenerne conto.
Certo, il risparmio in denaro è importante. Le ragioni per creare un buon sistema di gestione, però, sono anche altre.
Il “quadro 2030 per il clima e l’energia” dell’Unione Europea, per esempio, indica obiettivi di transizione energetica per il periodo dal 2021 al 2030 ai quali nessuna impresa potrà sottrarsi (europa.eu)
• una riduzione almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990)
• una quota almeno del 32% di energia rinnovabile
• un miglioramento almeno del 32,5% dell'efficienza energetica.
Nell’immediato, queste indicazioni portano a dover ripensare alla politica energetica aziendale in modo strategico e a volte radicale.
Ogni organizzazione è unica ed è fondamentale che l’energy management system sia peculiare e allineato con i sistemi aziendali esistenti in tema di qualità e di ambiente.
L’implementazione di un EMS comporta alcuni passaggi:
• Redazione di un bilancio energetico, vale a dire misurare il consumo di energia e rilevare i dati.
• Analisi dei dati: trovare e quantificare gli sprechi energetici ed esaminare i risparmi che si potrebbero ottenere intervenendo sugli impianti e le attrezzature (per esempio l'illuminazione) o migliorando l'isolamento dell’edificio.
• Investimento orientato al risparmio energetico (sostituzione, aggiornamento di apparecchiature inefficienti o implementazione di nuove tecnologie).
• Consuntivo dei progressi sulla base dei dati raccolti per verificare il successo delle azioni intraprese.
Un buon approccio per imparare a padroneggiare le tecniche dell’energy management è fare riferimento alla norma UNI CEI EN ISO 50001 "Sistemi di gestione dell'energia - Requisiti e linee guida per l’uso”. Si tratta della versione italiana della norma internazionale ISO 50001 che specifica i requisiti per creare, avviare, mantenere e migliorare un EMS. La norma è integrabile con l’ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001.
L’impegno richiesto per l’energy management è gravoso. Occorre avere molto tempo a disposizione. Poter contare su alcune settimane in più potrebbe effettivamente fare la differenza. Ma come recuperarle? La soluzione arriva dal mondo digitale: un efficace marketplace può ridurre al massimo la scelta di una nuova fornitura energetica. In pochi passaggi online. Le ore lavorative liberate possono essere impiegate proprio per le attività di Energy management aziendale.
La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile (consuntivo...
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La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile (consuntivo al 26) rispetto al 2019 del 10% per l’elettrico e del 9% per il gas.
Il forte shock sulla domanda ha aggravato un quadro già ribassista a inizio 2020, caratterizzato da scorte di gas superiori alla media stagionale, abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo.
Il mercato petrolifero è rimasto a sua volta debole, con la forte incertezza sulla possibilità di una ripresa consistente della domanda nel 2020, l’abbondanza dell’offerta e gli alti costi di stoccaggio che hanno pesato sulle quotazioni, nonostante la recente ricomposizione dell’OPEC Plus e la contestuale decisione di ridurre la produzione per maggio e giugno di 9.7 mln di barili al giorno.
Nel corso del mese di aprile il prezzo gas Cal21 al PSV ha toccato un minimo a 13.95 €/MWh, mentre sul mercato elettrico il minimo di aprile per il Cal21 BL è stato a 43.90 €/MWh.
Il prezzo del gas è influenzato da molti fattori, il cui contributo modifica l’equilibrio di domanda e offerta. La disponibilità di materia prima che può essere...
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L’Europa produce circa il 18% del gas che annualmente viene immesso nel sistema (ci riferiamo al 2019 e nel conto è inclusa anche UK). I principali siti di estrazione si trovano nel territorio del Regno Unito (e dal 2020 risulteranno essere giacimenti extra EU) e in Olanda (il famoso sito di Groningen che si avvia pian piano a fine vita). Interruzioni nelle attività estrattive o delle pipeline che trasportano il gas hanno un impatto rilevante sul prezzo del gas, soprattutto sul breve termine.
La quota di gas proveniente da paesi extra EU tramite l’import è l’82% del totale del gas annualmente immesso nel sistema gas europeo. Di questo l’import tradizionale, ovvero via pipeline, copre circa il 60% e le principali direttrici di import collegano l’Europa alla Russia, alla Norvegia e al Nord Africa. Nuove tratte collegheranno ulteriormente l’Europa ai Paesi limitrofi nel prossimo futuro (es. Nord Stream II), aumentando la capacità di import attuale.
All’import tradizionale via pipeline si è affiancato negli ultimi anni l’import di gas naturale liquefatto (GNL o LNG), che nel 2019 è arrivato a pesare il 22% del totale del gas immesso nel sistema gas europeo. Il gas non arriva più solo da Paesi prossimi all’Europa, ma anche da Qatar, USA, Nigeria e altri.
Ai tradizionali rapporti fra Paesi Europei e Paesi produttori di gas si sono affiancate dunque nuove relazioni commerciali che portano con sé, oltre ad una sana diversificazione delle fonti, anche nuove influenze geopolitiche. Se fino a poco tempo fa erano tristemente note le vicende legate alle continue diatribe tra Russia e Ucraina, oggi nuovi attori entrano sulla scena energetica europea, cambiando gli equilibri e modificando quote di mercato da tempo consolidate.
Un ulteriore fattore che influenza la disponibilità di gas è la quantità di gas presente negli stoccaggi. Quando durante la stagione calda la domanda di gas è inferiore, il gas viene immagazzinato in stoccaggi dai quali viene estratto durante l’inverno. Il livello degli stoccaggi è un indicatore della possibilità di far fronte a improvvisi aumenti della domanda a cui l’aumento di import non può fisiologicamente sopperire. In inverni miti, come quello appena terminato, i bassi consumi di gas naturale (ulteriormente ridotti per effetto del coronavirus) provocano un surplus di gas in stoccaggio (+30% rispetto all’anno scorso) che si riflettono in una maggior disponibilità di gas e dunque in un effetto ribassista sui prezzi.
Conoscere i fattori che determinano la disponibilità di gas consente di prevedere le conseguenze degli equilibri di domanda/offerta sul prezzo della materia prima. Un conflitto in Paesi da cui l’Europa importa (es: Russia o Qatar) può avere un forte impatto sul sistema del gas europeo, così come un problema ad un grosso tubo o livelli di gas in stoccaggio molto superiori/inferiori alla media stagionale e non di rado proprio questi temi risultano centrali per i movimenti dei prezzi del gas in Europa.
La forte diminuzione dei prezzi del gas degli ultimi mesi è stata infatti dovuta proprio ad un mix di questi fattori: livello degli stoccaggi molto più alto del normale, gas importato via nave ai massimi livelli storici e import via pipeline a regime hanno causato una sovrabbondanza di offerta di materia prima che ha, di fatto, provocato un rally al ribasso in tutti i mercati gas europei.
Photo © Martin Adams on Unsplash
Abbiamo di recente assistito ad un crollo dei prezzi sul mercato energetico, dovuto ad un calo repentinio della domanda di energia. Sono stati questi gli effetti della chiusura...
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Abbiamo di recente assistito ad un crollo dei prezzi sul mercato energetico, dovuto ad un calo repentinio della domanda di energia. Sono stati questi gli effetti della chiusura delle attività produttive non essenziali, con l'entrata in vigore delle misure di distanziamento sociale.
Non sono solo i prezzi attuali ad essere caduti, anche quelli futuri sono in calo. Questa è la conseguenza diretta del periodo di forte incertezza che stanno vivendo i mercati, si pensa infatti che l'attuale crisi di domanda possa avere ancora degli effetti importanti sul futuro.
Siamo andati a chiedere a Luca Rizzitelli, il CEO di Bros Energy per quanto tempo il mercato dell'energia verrà condizionato dai fattori esterni determinati dal Covid, e se ci sono delle strategie da mettere in atto per gestire al meglio lo schock attuale.
"Per dare una risposta compiuta a questa domanda giova ricapitolare brevemente quanto è accaduto in questo ultimo periodo di grande incertezza: dall'inizio dello scorso mese abbiamo assistito ad un crollo dei prezzi di mercato dovuto al repentino calo della domanda causato dalle misure intraprese un po' in tutta Europa per limitare la diffusione del coronavirus.
Il consistente ribasso ha interessato sia i prezzi spot che i prezzi futures. Ma mentre nel primo caso il calo dei prezzi ha poggiato su ragioni "fondamentali", appunto il reale calo di domanda, nel caso dei prezzi futuri il calo è stato spinto per lo più dal timore che il termine della crisi dei consumi possa riverberarsi anche sulla domanda futura.
Inoltre l'ottimismo che ha investito il mercato nell'ultima settimana, consentendo alle quotazioni di recuperare parte del valore perduto, è a mio avviso ancora prematuro.
La migliore strategia al momento, visto l'incertezza sul momento esatto di uscita dalla crisi "coronavirus", potrebbe essere una suddivisione degli acquisti a prezzo fisso relativi al proprio consumo su un orizzonte temporale che non vada oltre l'inizio di settembre.
Il livello relativamente ancora basso dei prezzi dell'energia elettrica e del gas naturale a partire dal calendar 2021, per esempio, è coerente a mio avviso con l'adozione di una strategia di parzializzazione e di differimento dei volumi in acquisto a prezzo fisso, ovvero distribuire le partite in acquisto sul periodo tra aprile e l'inizio di settembre."
"L'andamento dei prezzi del gas naturale e dell'energia elettrica resterà a mio avviso depresso almeno fino a quando non dovessero essere più limitate le attività produttive ovvero fino a quando non si produca un vaccino efficace. Idealmente, anche osservando la curva di evoluzione dei contagi da coronavirus in Asia, potremmo attenderci un ritorno alla normalità gia da fine agosto."
Quali sono i segni positivi inediti che la pandemia produrrà nel nostro settore?
"Come in tutti i momenti difficili ritengo che al termine della crisi ci ritroveremo con un sistema elettrico piu solido e resiliente che sarà frutto di una "selezione naturale" in cui molti operatori, poco innovativi o con il fardello di qualche difficoltà finanziaria pregressa, periranno o verranno riassorbiti dai più forti. La prova a cui gli eventi ci hanno esposto alla fine spingerà il settore ad essere più aperto all'innovazione e a premiare la flessibilità sia dei consumi che delle formule di offerta. Durante la auspicabile fase di ripresa nuovi modelli di business con un alto contenuto innovativo potranno avere spazio libero e crescere anche grazie alla consapevolezza che nulla è scontato, neanche nel mondo dell'energia."
Uno dei fattori che più ha influenzato il prezzo dell’energia elettrica, sia in Italia che nel resto d’Europa, negli ultimi due anni è stata la CO2. Ma come si lega il prezzo...
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Uno dei fattori che più ha influenzato il prezzo dell’energia elettrica, sia in Italia che nel resto d’Europa, negli ultimi due anni è stata la CO2. Ma come si lega il prezzo della CO2 a quello dell’energia elettrica?
Per incentivare le attività che maggiormente emettono CO2 (ed il settore energetico è in prima linea) ad investire in tecnologie green e a minor impatto di carbonio, l’Unione Europea ha creato, ormai 15 anni fa, il cosiddetto Emission Trading Scheme (ETS), ovvero un sistema che obbliga i soggetti che emettono troppa CO2 a pagare per le proprie emissioni.
L’obbligo di acquistare ogni anno i permessi di emissione (EUA = Emission Unit Allowances) corrispondenti alla CO2 prodotta fa sì che la CO2 rappresenti una voce di costo reale per il soggetto che la produce.
Poiché il prezzo della CO2 fino ad un paio di anni fa è stato troppo basso per poter esser considerato un vero deterrente alle emissioni (in questo stesso periodo, nell’aprile del 2018 la CO2 era quotata 12/13 €/tonnellata), l’Unione Europea ha dato il via al cosiddetto MSR (Market Stability Reserve).
Questo è un meccanismo che, attraverso la sottrazione di quote di emissione dal mercato, mira a diminuire l’offerta di titoli, facendo aumentare il prezzo della CO2 per incentivare i soggetti emittenti a compiere investimenti corposi nell’abbattimento delle emissioni.
L’MSR, partito a gennaio 2019, ha in breve tempo portato i prezzi della CO2 vicino alla soglia dei 30 €/tonnellata (qualcuno ricorderà il picco dei prezzi dell’estate scorsa), ma dallo scorso inverno i prezzi si sono assestati fra i 23,5 e i 26,5 €/tonnellata.
La recente epidemia di coronavirus, che ha bloccato quasi totalmente le attività produttive sia in Italia che in Europa, ha avuto come immediato risultato un calo sensibile delle emissioni e, di conseguenza, la domanda di titoli è crollata.
Con la domanda sono crollate, chiaramente, anche le quotazioni della CO2 (più del 35%), arrivando a toccare minimi di 16/17 €/tonnellata (mai così basse dal 2018), per poi stabilizzarsi intorno ai 20. Insieme alla quotazione della CO2 è sceso anche il prezzo dell’energia elettrica, già spinto al ribasso dal gas naturale.
Il prezzo dell’energia elettrica, come dicevamo, viene fortemente influenzato dal prezzo della CO2, che entra in gioco come voce di costo per la produzione di energia elettrica da combustibili fossili, come il gas naturale.
Un impianto termoelettrico che utilizza gas naturale per produrre energia elettrica, per ogni MWh di energia prodotto consuma circa 2 MWh di gas naturale, ovvero circa 189 Sm3 (considerando una efficienza media convenzionale del 50%), ed emette circa 0,35 tonnellate di CO2.
Dunque, un incremento (o diminuzione) del prezzo della CO2 pari a 1 €/tonnellata dovrebbe provocare un incremento (o diminuzione) di 0,35 €/MWh del prezzo dell’energia elettrica.
È vero però che in Italia non tutta l’energia elettrica viene prodotta da gas naturale, che è forte anche l’influenza dei mercati esteri che hanno dinamiche differenti e che la presenza sul mercato di operatori speculativi può amplificare le reazioni del prezzo del power rispetto ai movimenti della CO2.
Per questo motivo non è facile riscontrare nella pratica il rapporto 1 : 0,35 appena descritto, ma ciò non toglie che la CO2 sia uno fra i principali driver del prezzo dell’energia elettrica.
In questo periodo infatti, le quotazioni del power hanno avuto un ribasso importante grazie all’effetto combinato della discesa dei prezzi del gas e della forte diminuzione delle quotazioni della CO2, arrivando a minimi (e parliamo ad esempio del calendar) mai toccati dopo la metà del 2017.
La strategia di contenimento del Covid-19 comporta la sospensione del 60% delle attività produttive e commerciali e limita i trasferimenti delle persone, con significativo impatto...
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La strategia di contenimento del Covid-19 comporta la sospensione del 60% delle attività produttive e commerciali e limita i trasferimenti delle persone, con significativo impatto sui consumi. Il conseguente forte shock sulla domanda aggrava il quadro già ribassista a inizio 2020.
Scorte di gas particolarmente alte, l’abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo e la debolezza del mercato petrolifero avevano spinto il prezzo del Cal21 al PSV sotto i 17 €/MWh. Le misure restrittive imposte a marzo hanno comportato ulteriori significative perdite, con il Cal21 ora in area 14.0 €/MWh. Sul mercato elettrico, il Cal21 BL ha mantenuto un andamento coerente con quello del PSV e con i prezzi forward europei, testando quindi area 50 €/Mwh ai primi di febbraio e accelerando bruscamente al ribasso in concomitanza con la crisi sanitaria, per arrivare a toccare un minimo a 42.7 €/MWh il 23 di marzo.
Un prodotto che serve a risolvere un problema concreto è destinato a diventare un prodotto innovativo. Il mondo dell'energy management ha bisogno adesso di innovazione. Lo aveva...
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Il mondo dell'energy management ha bisogno adesso di innovazione. Lo aveva capito l'ingegnere Nicolas Henn dopo aver compreso quali fossero le criticità per le aziende nella gestione dei propri contratti di fornitura energetica. Da questa constatazione è iniziata l'avventura di YEM che Nicolas ci racconta in questa intervista.Un prodotto che serve a risolvere un problema concreto è destinato a diventare un prodotto innovativo.
"Bella domanda! L'idea nasce principalmente dalla mia esperienza personale nell’energy market Italiano. Più precisamente durante i quasi quattro anni passati in Italia al fianco di consulenti e imprese per aiutarli nella scelta dei fornitori di energia e nell’ottimizzazione dei prezzi. Mi ha da subito stupito la quantità di tempo e denaro investiti in queste fasi!
Mi sono chiesto se fosse stato possibile semplificare quel processo di incontro tra le esigenze delle aziende e quelle dei fornitori. Un processo che non è realmente complesso e che poteva essere semplificato rendendo la vita più facile a tutti. Sia ai fornitori di energia che alle imprese stesse.
D'altra parte però la contrattualizzazione della fornitura di energia non è un qualcosa da prendere “alla leggera”. Spesso gli Energy Manager con, o rispetto, agli imprenditori si ritrovano soli di fronte a scelte che possono avere un peso decisivo sull’avvenire dell’azienda.
Non bisogna infatti confondere il concetto di semplificazione, proposto da YEM con quello di automatizzazione. La messa a disposizione di un network di esperti riconosciuti e di qualità è stato fin da subito un punto molto importante per YEM.
L’energy manager, l’ufficio acquisti, i consulenti nel campo dell’energia, e delle volte gli stessi imprenditori hanno bisogno di più semplicità e chiarezza nella gestione del contratto di fornitura energetica.
Voilà YEM, una piattaforma molto semplice che interviene per aiutare dalla scelta del miglior fornitore con l’ottimizzazione dei contratti al fixing dei prezzi. YEM completa perfettamente i "to do" dell’energy management come l’efficienza energetica."
"Il consumo di energia è la leva fondamentale dell’efficienza energetica. Ottimizzando l’utilizzo dell’energia senza impattare la produzione, si massimizza l’efficienza energetica e quindi i costi (oltre alla riduzione di emissioni).
Diventa sempre più difficile ottimizzare i propri consumi di energia secondo le misure messe in atto. Come per un velocista di 100 m, inizialmente il margine di miglioramento è più ampio, man mano che si allena ogni secondo di miglioramento diventa più difficile da ottenere.
Per questo in parallelo all’efficienza energetica conviene lavorare sull'ottimizzazione dei prezzi a cui si acquista il gas e il power. Si pensa erroneamente che la gestione dei prezzi possa essere riservata solo agli ingegneri e agli specialisti dell’energy market. In realtà, si può in maniera semplice e veloce, beneficiare dei prezzi migliori mettendo in atto le giuste strategie."
"In questo momento i prezzi di acquisto di gas e energia elettrica sono arrivati a toccare minimi storici prossimi ai costi di produzione. Non si vedevano degli abbassamenti di prezzo così dai tempi della crisi del 2008. I prezzi tuttavia rischiano di aumentare nei prossimi mesi e questo aspetto non va sottovalutato.
Per le imprese è estremamente conveniente acquistare ora l’energia per il 2021, ma anche per dopo.
Il mio consiglio per coloro che hanno un contratto di energia a prezzo variabile è (con il fine di non vincolarsi troppo e mantenere dei margini di manovra nell’ipotesi in cui i prezzi dovessero abbassarsi ulteriormente nel breve periodo) di fissare adesso il 50% del volume di energia per il 2021, continuando a monitorare con attenzione i prezzi.
Se continueranno a scendere converrà fissare nuovamente il 50% prima che i prezzi crescano e quindi fissare la totalità del proprio contratto.
Per coloro che hanno un contratto a prezzo fisso consiglio vivamente di prendere del tempo per considerare un passaggio al prezzo variabile. Non è nè complicato, nè riservato alle multinazionali e i vantaggi che si possono ottenere in termini economici sono alti!"
Ultimamente si sente spesso dire che il prezzo dell’energia elettrica in Italia è diminuito a causa di una forte diminuzione del prezzo del gas. Ma come mai il prezzo dell’energia...
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Ultimamente si sente spesso dire che il prezzo dell’energia elettrica in Italia è diminuito a causa di una forte diminuzione del prezzo del gas. Ma come mai il prezzo dell’energia elettrica e quello del gas sono così legati?
Il prezzo dell’energia elettrica (e parliamo della sola “quota energia”) in Italia è influenzato da diversi fattori, come la domanda, la stagione, le temperature, ma una componente fondamentale del prezzo è il costo per la produzione dell’energia stessa.
L’energia elettrica in Italia viene prodotta ancora per lo più da fonti tradizionali - nel 2019: gas quasi il 45% e carbone poco più del 6% - , con la quota rinnovabili in rapido aumento nel corso degli ultimi anni - più del 18% idroelettrico e circa il 20% solare ed eolico.
*Secondo la classificazione utilizzata da ENTSOE in “altro” sono inclusi per lo più impianti a cogenerazione e cicli combinati
Il gas è effettivamente il combustibile più utilizzato per la produzione elettrica in Italia, soprattutto in questi ultimi anni in cui le politiche green hanno spinto sempre più per la chiusura delle centrali a carbone, ed è dunque facilmente intuibile come il prezzo dell’energia elettrica sia strettamente legato a quello della principale materia prima utilizzata per produrla.
Lo stretto legame fra power e gas non è dato solo dalla quantità di energia prodotta attraverso l’impiego del gas, ma anche dal ruolo che questo ha nell’algoritmo di formazione del prezzo nel mercato del giorno prima (MGP).
Infatti, le diverse tipologie di centrali, avendo differenti caratteristiche tecnologiche, producono con programmi e costi diversi e, dunque, influenzano il prezzo in modo diverso.
La produzione da fonti rinnovabili, essendo intermittente e non programmabile, ha la priorità nella vendita a mercato, ma è il gas la risorsa che copre il fabbisogno residuo, determinando quindi molto spesso il prezzo marginale.
Inoltre, va menzionato che con l’aumentare della produzione rinnovabile non programmabile, sia in Italia che all’estero, il gas ha (e continuerà ad avere) il ruolo del jolly.
Quando manca il vento, quando il cielo è coperto, quando c’è poca acqua nei bacini è il gas che interviene per “colmare i buchi”, almeno fino a quando non ci saranno tecnologie flessibili e abbastanza economiche (possibilmente un po’ più green) per farne a meno.
La discesa dei prezzi del power a cui abbiamo assistito negli ultimi mesi è dunque dovuta proprio alla discesa dei prezzi del gas in tutta Europa, confermando la forte correlazione fra di essi.
Tuttavia, la dinamica dei prezzi del power ha subito anche l’influenza della CO2, che, grazie ai meccanismi europei di limitazione dell’offerta (MSR), ha negli ultimi anni avuto un peso (e un costo) sempre maggiore.
Per questo motivo, mentre il gas in questi giorni ha toccato i livelli più bassi di sempre, il prezzo del power non ha raggiunto i minimi toccati nel 2016 (quando la CO2 costava solo 5 €/ton).
Al momento della sottoscrizione di un contratto di fornitura di energia ci sono due riferimenti temporali che è bene non confondere: la data di sottoscrizione e il periodo di...
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Al momento della sottoscrizione di un contratto di fornitura di energia ci sono due riferimenti temporali che è bene non confondere: la data di sottoscrizione e il periodo di fornitura.
Si tratta della data di contrattualizzazione della fornitura di energia. È il momento in cui il fornitore valuta il prezzo dell’energia sui mercati, affidandosi a dati e previsioni, per poi proporre un’offerta al cliente. Pertanto è un riferimento essenziale alla definizione delle condizioni economiche previste per i consumi; a seconda della tendenza di mercato del momento, i prezzi potrebbero variare sostanzialmente.
Valutare la data di sottoscrizione di un contratto di energia è addirittura più importante che la scelta del fornitore stesso.
Dalla data di sottoscrizione al periodo di fornitura passano generalmente da un mese a 18 mesi.
A titolo esemplificativo, un contratto della durata di due anni può essere sottoscritto il 12 maggio 2019 e avere validità sia dal 1 gennaio 2020 sia dal 1 giugno 2021. In entrambi i casi la data di sottoscrizione -il 12 maggio- è la stessa, cambia però il periodo di fornitura. Da notare che per i due periodi di fornitura saranno previsti due prezzi diversi.
Si intende il periodo di erogazione del servizio energetico stipulato alla data di sottoscrizione. Generalmente ha inizio il primo giorno del primo mese e si chiude l’ultimo giorno dell’ultimo mese.
È possibile sottoscrivere lo stesso periodo di fornitura, per esempio l’anno civile 2020, in due date di sottoscrizione diverse, ad esempio il 5 gennaio 2019 e il 28 ottobre 2019. Da notare, ancora una volta, che ognuna delle due date di sottoscrizione avrà un prezzo diverso, a seconda dell’andamento dei prezzi di mercato per gas&power.
La differenza tra la data di sottoscrizione e il periodo di fornitura è semplice, ma importante da tenere a mente nel momento in cui si firma un contratto per non rischiare poi di ricevere brutte sorprese.
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Nel momento in cui arriva la bolletta dell’energia e, con essa, il momento di pagare le utenze, è possibile che si crei un po’ di confusione. Le voci della bolletta, infatti, non...
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Nel momento in cui arriva la bolletta dell’energia e, con essa, il momento di pagare le utenze, è possibile che si crei un po’ di confusione.
Le voci della bolletta, infatti, non sono sempre chiarissime; ciononostante, essere in grado di leggerla è fondamentale per poter scegliere con cognizione di causa la tariffa più conveniente per noi, oppure per poter modulare i propri consumi.
In quest’articolo analizziamo i quattro tipi di voci delle bollette energetiche, con l’obiettivo di facilitarne la lettura il più possibile.
L’elettrone per l’energia elettrica e la molecola per il gas. Questo prezzo è diverso in ogni paese e dipende principalmente dalla produzione nazionale, dalla capacità di importazione ed esportazione, dalle normative in materia ma anche dalle variabili del mercato globale.
Il fornitore trasporta e distribuisce la materia prima dal punto di acquisto fino alle utenze finali.
All’IVA, l’Imposta sul Valore Aggiunto, applicabile a tutti i beni e servizi venduti destinati alla gestione statale, si aggiungono anche imposte legate specificatamente al consumo energetico (gas, power, carburante).
Il prezzo di trasporto e le imposte variano poco e di rado rispetto al prezzo della materia prima sul mercato, che è invece in costante fluttuazione. Diverse sono le ragioni alla base di tale fluttuazione:
Si colloca tra lo 0,5% e il 5% dell’importo totale della bolletta.
Contratto a prezzo indicizzato (o variabile) o a prezzo fisso? Probabilmente, se tra le tue responsabilità rientra quella di stipulare un contratto energetico per la tua azienda,...
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Contratto a prezzo indicizzato (o variabile) o a prezzo fisso?
Probabilmente, se tra le tue responsabilità rientra quella di stipulare un contratto energetico per la tua azienda, prima o poi avrai avuto a che fare con questo dubbio.
In quest'articolo ti spiego come funzionano prezzo fisso, variabile e variabile con fixing, di modo che tu abbia tutti gli strumenti giusti per poter fare una scelta consapevole.
Ogni MWh di energia consumato durante il periodo contrattualizzato viene fatturato ad un prezzo fisso, determinato al momento della firma del contratto.
E' importante che ti ricordi che con la clausola del tacito rinnovo il contratto a prezzo fisso si trasforma spesso in prezzo variabile senza fixing se non è stata avviata una RdO.
Ogni Mwh di energia consumato durante il periodo contrattualizzato viene fatturato a un prezzo variabile in funzione delle fluttuazioni del mercato:
Questa è la scelta migliore se in un determinato momento, ad esempio al rinnovo del contratto, non si vogliono correre i rischi che il prezzo fisso comporta.
Al momento della sottoscrizione il valore del tuo prezzo indicizzato corrisponde al valore di quello fisso, ma diversamente da quest’ultimo, il prezzo indicizzato nel tempo seguirà le fluttuazioni del mercato.
Il prezzo indicizzato è ancorato a un indice di riferimento del mercato. Il prezzo finale pertanto dipenderà dal tipo di indicizzazione:
Minore è l’indice scelto, maggiore è l’esposizione del cliente alle fluttuazioni del mercato.
Quando si ha un contratto di fornitura di gas o energia elettrica a prezzo variabile, la società contraente può richiedere il fixing del prezzo al proprio fornitore.
Si tratta di fissare il prezzo di una parte dei volumi o dell’intero profilo di consumo, previsto in un determinato periodo futuro alle condizioni economiche del mercato in quel momento.
In questo modo il fixing consente al consumatore di trasformare un contratto a prezzo indicizzato in un contratto a prezzo fisso (in toto o in parte), eliminando il rischio di una salita dei prezzi ed il conseguente aumento dei costi di fornitura.
Nella speranza di aver contribuito a fare chiarezza tra le varie opzioni che ti si prospettano nel momento della stipula di un contratto di energia B2B, ti invito ad approfondire l'argomento sul nostro blog, oppure ad accedere alle previsioni di mercato per il mese in corso che trovi qui sotto.
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A seconda del tipo di contratto scelto per la fornitura di energia, può essere possibile fissare interamente, o parzialmente, il prezzo indicizzato durante il tempo di validità...
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A seconda del tipo di contratto scelto per la fornitura di energia, può essere possibile fissare interamente, o parzialmente, il prezzo indicizzato durante il tempo di validità del contratto, così che si possa beneficiare dell’andamento favorevole del mercato. Si parla in questo caso di: fixing del prezzo.
Questa è sicuramente una buona opzione per avere una maggiore convenienza, a patto che si abbiano le competenze giuste.
Questa scelta contrattuale può portare a un risparmio considerevole, a patto che si conosca bene l'opzione che si sta scegliendo, le eventuali criticità e le risorse richieste, sia da un punto di vista temporale che di competenze.
Tuttavia, una scelta consapevole e cosciente che si tratti di una possibilità attuabile anche per chi non dispone di enormi mezzi, utilizzando i giusti strumenti, apre le porte a molte possibilità di risparmio.
Vale la pena di entrare nel merito dei contratti a prezzo variabile con possibilità di fixing: come comportarsi? Il prezzo si può fissare in due modi:
Cliente e fornitore si accordano sul prezzo mediante contrattazioni che si svolgono in maniera ufficiosa. La richiesta può essere fatta in qualsiasi momento durante l’apertura dei mercati, cioè quando il fornitore ha accesso alle piattaforme di trading.
I prezzi sono pubblicati a chiusura dei mercati. Il fornitore non può approvvigionarsi subito, il che comporta una variazione del prezzo nel tempo. Per sua tutela, il fornitore applica un sovrapprezzo all’offerta del cliente.
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È impossibile, nelle ultime settimane, non aver sentito parlare del Coronavirus e della rapida diffusione che sta avendo in Europa ma anche in tutto il mondo. Ma come questa...
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È impossibile, nelle ultime settimane, non aver sentito parlare del Coronavirus e della rapida diffusione che sta avendo in Europa ma anche in tutto il mondo. Ma come questa epidemia sta influenzando i mercati delle commodities, e specialmente quello?
L’epidemia di Coronavirus, da pochi giorni estesasi all’Europa e agli USA, come è noto, ha avuto origine in Cina.
Quella Cina che da sola costituisce il maggior importatore di petrolio e gas naturale al mondo, la stessa Cina che in queste ultime settimane ha bloccato un gran numero di industrie e fabbriche per arginare la diffusione del virus, lasciando a casa i cittadini, fermando gli aeroporti e le stazioni ferroviarie e bloccando di fatto tutte le attività non indispensabili alla sopravvivenza.
La buona notizia è che uno stop quasi totale dei veicoli e delle industrie cinesi provocherà un crollo nelle emissioni di CO2 del Paese, quella brutta è che la domanda di petrolio e gas naturale è drasticamente diminuita (per il petrolio circa -3 milioni di barili al giorno, pari a quasi il 20% della domanda), al punto che i membri dell’Opec+ come misura di emergenza potrebbero applicare ulteriori tagli alla produzione di greggio per sostenerne i prezzi (-0,6 milioni di barili al giorno, circa l’1,5% dell’output attuale).
La domanda di petrolio e materie prime, già messa in pericolo dalla recessione dell’economia globale e dalla guerra commerciale fra USA e Cina, rischia di diminuire non solo in Cina e nei Paesi limitrofi (la Corea del Sud è già in piena emergenza), ma anche in Europa e USA, appena sfiorati fino ad ora dall’epidemia.
Il blocco totale o parziale delle attività produttive e dei trasporti causa una diminuzione della domanda di combustibili, petrolio e gas naturale in primis. Anche il gas naturale infatti sta soffrendo della ridotta domanda della Cina, che ha notevolmente diminuito l’import di gas naturale liquefatto (LNG), spesso invocando la forza maggiore (si stima una diminuzione del 23% da gennaio rispetto all’anno precedente).
Il minor appetito di LNG nell’area asiatica ha incentivato le navi a dirigersi verso destinazioni alternative, come ad esempio l’Europa, già inondata da un surplus di gas naturale senza precedenti, provocando una ulteriore discesa dei prezzi.
Di conseguenza il prezzo dell’energia elettrica in Europa, e soprattutto in Italia, è diminuito, a causa della discesa dei prezzi dei combustibili (primo fra tutti il gas, ma anche il carbone) utilizzati per produrla.
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Gli attori nel mercato del gas e dell’elettricità sono numerosi. In Europa il numero è fortemente aumentato in seguito all’apertura del mercato nel 2000. Tali attori possono...
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Gli attori nel mercato del gas e dell’elettricità sono numerosi. In Europa il numero è fortemente aumentato in seguito all’apertura del mercato nel 2000. Tali attori possono essere suddivisi in 5 gruppi principali.
I produttori si occupano della produzione di energia elettrica o dell’estrazione del gas naturale. L’energia elettrica ha molte fonti: nucleare, rinnovabile quali idroelettrico, eolico, solare, oppure la fonte fossile come olio combustibile, carbone o gas naturale. Oltre all’attività di produzione sul sito svolgono un’attività commerciale per vendere la loro produzione. Tale produzione viene generalmente venduta all’ingrosso utilizzando le infrastrutture.
Per trasportare nel posto giusto e al momento giusto la produzione di gas e elettricità bisogna avere delle infrastrutture, come ad esempio i gasdotti o le reti elettriche. Le società che le gestiscono sono comunemente chiamate gestori di reti e offrono sostanzialmente capacità di trasporto, resa disponibile ai clienti, i quali sono la maggior parte degli attori del mercato.
Queste attività sono assolutamente indispensabili per il buon funzionamento del mercato dell’energia. Per questa ragione la loro attività è, in generale, regolata. Ovvero, le loro entrate sono garantite dalla legge e i loro costi controllati da un’autorità di regolamentazione indipendente. I gestori di infrastruttura sono:
Il mercato all’ingrosso è un mercato intermedio tra la produzione e il mercato al dettaglio. Si parla di un mercato a monte perché è lontano dal consumo finale. Si chiama così perché i volumi di gas ed elettricità scambiati sono molto importanti. Le unità di energia utilizzate più spesso sono le TWh, le Gwh (renvoi vers l’article sur les unités).
È il caso in cui, c’è stato fisicamente uno scambio, ovvero una transazione nella quale una quantità di energia verrà venduta o comprata in un luogo, in una data determinata e attraverso diverse transazioni finanziarie, o per esempio una quantità di energia verrà venduta e comprata nello stesso luogo e allo stesso momento. Le transazioni del mercato all’ingrosso avvengono sia direttamente tra attori che negli hub di trading. I fornitori acquistano il gas o l’elettricità all’ingrosso.
Gli attori del mercato all’ingrosso sono:
Gli intermediatori intervengono, su richiesta dei consumatori B2B o B2T, fra i fornitori e i consumatori per ottenere i migliori prezzi e realizzare i servizi. YEM mette a disposizione un articolo dedicato agli intermediari. Ne esistono due tipi:
i consulenti fisici, esperti e broker, commerciali digitalizzati.
YEM è un intermediario ibrido, mette a disposizione la sua esperienza sul mercato dell’energia e un accesso 100% digitale con l’obiettivo di rendere autonomi i consumatori e di evitare costi di intermediazione.
Il legislatore nel mercato dell’energia è rappresentato dall’autorità di regolamentazione. Questa si rifà alle regole del mercato generale e alle regolamentazioni sull’ energia sottoscritte dell’ Unione Europea. In Italia l’ente è l’ARERA (Autorità di Regolazione per l’Energia Reti e Ambiente). L’autorità di regolamentazione impone delle tariffe per le attività regolate come quelle delle infrastrutture. Questa sorveglia: i mercati all’ingrosso per evitare manipolazioni del mercato e il mercato al dettaglio per verificare che le regole della libera concorrenza tra i fornitori vengano correttamente applicate.
Il mercato dell’energia è composto da diversi segmenti, ognuno dei quali ha le sue proprie regole. In questo articolo vogliamo spiegare il mercato al dettaglio B2B. Ovvero,...
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Il mercato dell’energia è composto da diversi segmenti, ognuno dei quali ha le sue proprie regole.
In questo articolo vogliamo spiegare il mercato al dettaglio B2B. Ovvero, spiegare tutte le unità di misura e gli ordini di grandezza che toccano la relazione tra i fornitori e i consumatori B2B.
L’unità di misura dell’energia nel sistema globale, che si chiama Sistema Internazionale dell’unità, è il joule (J). Nella pratica, contrariamente alla maggior parte delle altre unità di misura del Sistema internazionale, l’energia è spesso misurata utilizzando altre unità di misura oltre il joule. Nel mercato al dettaglio di gas e elettricità in Europa, viene utilizzata l’unità di misura Kilowatt-ora (kWh) e i suoi rispettivi multipli che sono: il megawatt-ora (MWh) e il gigawatt-ora (GWh). Per informazione, 1kWh è uguale a 3,6.106 J.
Ogni anno, un’abitazione di medie dimensioni consuma 10 Mwh della combustione di gas della sua caldaia per riscaldarsi e 0,2 Mwh di elettricità per illuminarsi.
Il kWh viene definito in termini di unità di potenza: il watt, che fa parte del sistema di unità internazionale dell’unità (SI). Nel linguaggio di tutti i giorni capita spesso di fare confusione tra energia e potenza. Ebbene, la potenza di una macchina è l’energia che la stessa fornisce durante un’unità di tempo: un watt è la potenza di una macchina che fornisce un joule ogni secondo. Al contrario un kWh è l’energia fornita in un’ora da una macchina di 1000 watt.
Un reattore nucleare produce una potenza elettrica media di 860 MW o un’energia di 860 MWh di funzionamento o 7 533 600 Mwh ogni anno. Un reattore nucleare potrà dunque illuminare mediamente più di 37 milioni di case. Una centrale nucleare posside mediamente 3 reattori nucleari.
L’utilizzo di unità di misura varia a seconda dei paesi. Per esempio, in Italia per il consumo di gas si utilizza il volume. Bisogna considerare che l’energia liberata dalla combustione di un m3 di gas è circa uguale 11kWh.
Ci sono cinque industrie che si caratterizzano e distinguono per il loro consumo di gas e elettricità.
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Le aziende sono molto sensibili al tema delle spese per elettricità e gas, servizi che gravano fortemente sul loro budget ma che sono assolutamente indispensabili. A fronte di una...
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Le aziende sono molto sensibili al tema delle spese per elettricità e gas, servizi che gravano fortemente sul loro budget ma che sono assolutamente indispensabili.
A fronte di una elevata complessità del mercato energetico accentuata ancor più dalla recente liberalizzazione di quest’ultimo, sono sempre più le imprese ad affidarsi all’intermediazione per ottimizzare i contratti di fornitura energetica.
Altre aziende invece non si rivolgono a intermediari per via dei costi elevati e poco trasparenti. Scelgono quindi di affrontare da sole questa sfida, con il rischio che questa attività si riveli time-consuming, oppure adottano le soluzioni più semplici ma anche più onerose in termini di costi, ad esempio acquistando servizi energetici a prezzo fisso.
Chi sono gli intermediari di contratti per la fornitura energetica? Qual è il loro valore aggiunto? Perché conviene aderire e gestire un contratto direttamente con il fornitore? Come farlo alle migliori condizioni?
Quali sono i servizi proposti dagli intermediari di contratti di fornitura energetica?
I servizi che le società di intermediazione offrono agli utenti sono:
Queste società offrono i loro servizi anche ai fornitori:
Che differenza c’è tra un broker e un consulente?
Esistono due tipi di intermediari che mettono in collegamento le aziende clienti e i fornitori: i consulenti e i broker.
I consulenti gestiscono il contratto di energia per conto del cliente. Possiedono una riconosciuta expertise nel mercato dell’energia.
I broker mettono in contatto fornitori e consumatori con l’obiettivo di realizzare una transazione economica. Possiedono riconosciute competenze commerciali.
Sia broker che consulenti, per poter motivare il proprio ruolo, solitamente portano ancora più complessità a un mercato di per sé complesso. Tuttavia, con gli strumenti e le informazioni adeguate a comprendere tecnicismi e criticità del mercato, la gestione dei contratti gas ed elettricità è alla portata di tutti.
L’intermediazione comporta sempre un costo per il cliente finale.
L’intermediario si trova in mezzo a due interessi opposti: da un lato il cliente finale desidera pagare il meno possibile per il miglior servizio possibile, dall’altro l’obiettivo del fornitore è massimizzare il margine commerciale. Per evitare che questo avvenga, bisogna scegliere da che parte stare!
L’intermediazione rappresenta in ogni caso un costo per il cliente finale.
Prendiamo l’esempio di una società di intermediazione che presenta al cliente finale i propri servizi come gratuiti perché la sua prestazione le viene riconosciuta dal fornitore. In realtà, il fornitore ricarica il costo dell’intermediazione sulla tariffa del servizio energetico proposta al cliente.
Il modello di retribuzione dell’intermediario non è trasparente.
Il modello di retribuzione di alcuni intermediari dipende dalle condizioni del mercato:
Ad esempio, una consulenza su un contratto di due anni con un consumo di 10.000 Mwh all’anno e una tariffa di 4 €/Mwh: se il guadagno viene ripartito in due quote uguali, il compenso per l’intermediario sarà di 40.000 €, mentre, a fronte di un aumento del mercato, il forfait si aggirerebbe sui 5.000 €, questo per la stessa identica prestazione!
Per questa ragione se hai scelto di ricorrere ai servizi di intermediazione, ti consigliamo di sceglierne uno che abbia tariffe trasparenti e svincolate dal guadagno che otterrai o dalle perdite subite rispetto al tuo contratto.
Il raffronto immediato dei prezzi esposti dai fornitori ha un costo.
I prezzi che le società di intermediazione comunicano possono essere confrontati in tempo reale. Questo raffronto però non può che essere su prezzi alti.
Difatti, i prezzi «live» reali nascondono dei costi elevati che sono legati allo sviluppo di sistemi informatici complessi e costosi. Sono questi che vanno a ricadere nella bolletta degli utenti finali.
Prezzi «live» aggiornati a un intervallo regolare, anche di più settimane, determinano un forte rischio per il fornitore, che anche in questo caso li ribalterà sulla bolletta dell’utente finale. Il rischio è dovuto alla volatilità del mercato della materia prima energetica, di cui non si riesce mai a prevedere con certezza l’evoluzione. Il fornitore è pertanto particolarmente attento al lasso temporale che passa dal momento in cui viene presentata l’offerta alla sua accettazione.
Più questo periodo è ampio, più alta sarà la tariffa proposta.
Per questa ragione passare da un’offerta classica a una con durata nel tempo il più limitata possibile è la scelta più conveniente per l’utente finale.
Usa a tuo vantaggio le due voci di costo presenti in bolletta su cui puoi fare leva.
A parità di consumi, hai il controllo su due elementi che ti permetteranno di ridurre sensibilmente l’importo finale in bolletta: il margine commerciale del fornitore e, cosa ancora più importante, il momento in cui sottoscrivi il contratto.
Metti in competizione i fornitori.
Come i broker, YEM ti consente di mettere in competizione i fornitori di energia per abbassare i prezzi.
Ma diversamente da loro, YEM i prezzi non li gonfia. Infatti, YEM ha adottato il solo modo che consente di confrontare prezzi bassi, cioè richiedendo un’offerta a durata limitata, e non ribalta i costi al fornitore.
Inoltre, il contratto di fornitura non viene sottoscritto direttamente sulla piattaforma, dando così al cliente due vantaggi. Infatti, alla sua richiesta di offerta e se lo desidera, il cliente avrà la possibilità di negoziare successivamente il prezzo e le condizioni generali di vendita. Come? Chiamando direttamente i fornitori che hanno proposto le migliori offerta su YEM.
Gioca per tempo sulla sottoscrizione del contratto.
Acquista il tuo servizio gas o di energia elettrica a un prezzo variabile e adotta delle strategie per ridurre i costi. Su YEM in pochi clic puoi ripartire il rischio fissando in diversi momenti il prezzo quando quello della materia prima è a livelli più bassi.
Scegli un servizio trasparente.
Scegli di preferenza un consulente che ti propone un prezzo svincolato dal guadagno che otterrai. Ricordati che tutti i costi sostenuti dal fornitore sono ribaltati in bolletta, compresi i costi per attività di intermediazione.
Scegli un servizio che ti mette in una posizione di vantaggio.
Come i consulenti, anche YEM mette la propria esperienza sui contratti di fornitura energetica al servizio dei clienti. L’approccio è però diverso. L’obiettivo di YEM è far sì che i propri clienti diventino con facilità acquirenti di servizi gas ed energia elettrica competenti, informati e autonomi nella gestione del contratto di fornitura.
YEM da una parte semplifica le procedure da compiere per incidere positivamente sul prezzo dell’energia, dall’altra crea un canale professionale su cui gli imprenditori possono facilmente entrare in contatto con i fornitori e comparare le proposte su misura per le loro esigenze energetiche. YEM rende accessibile il mercato dell’energia fornendo gli strumenti e i mezzi professionali per accedervi.
YEM non si limita ad essere un facilitatore ma fornisce ai clienti la chiave per comprendere il mercato dei contratti di fornitura energetica e si propone come advisor. Spiega così ai clienti i termini più tecnici e indica come trovare rapidamente le informazioni. Segnala anche eventuali criticità e dà suggerimenti sulle opzioni disponibili fornendo gli strumenti necessari a prendere una decisione libera e chiara.
l prezzo dell’energia è un tema fondamentale, ancora di più se stai valutando di portare il tuo business all’estero! Il prezzo totale dell’elettricità e del gas è composto da tre...
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l prezzo dell’energia è un tema fondamentale, ancora di più se stai valutando di portare il tuo business all’estero!
Alcune voci di costo sono identiche per tutti i fornitori, ad esempio l’accesso alla rete, che ha un costo fisso. Altre voci, invece, come i costi di trasporto o gestione, sono soggette a variazioni. Un fornitore può proporre prezzi più bassi riducendo proprio questi costi! Per le aziende si notano a livello europeo variazioni significative nei costi di trasporto.
Nell’Unione Europa il prezzo dell’energia elettrica è in media di 114 €/MWh, una cifra che a fronte di una domanda sempre maggiore è cresciuta del 15% in dieci anni!
Tra tutti i paesi europei, è la Svezia ad avere in ambito business il prezzo per l’energia elettrica più basso, 68 €, mentre Italia e Regno Unito espongono tariffe più elevate, oltre i 130 €/MWh. Ancora più alto è il prezzo per la Germania, che tocca i 150 €/MWh. A confronto, in Francia il prezzo rimane sotto i 100 €/MWh.
Da notare che Francia e Germania hanno tariffe ante oneri fiscali molto simili, nello specifico pari a 70 €/MWh. I valori di tassazione, che risultano più elevati in Germania, possono quindi spiegare il perché di due bollette diverse: le imposte tedesche rappresentano il 47% dell’importo finale mentre in Francia hanno un peso del 24%. Il livello di tassazione è altrettanto alto in Italia, dove il 37% del prezzo totale viene prelevato dalle casse dello Stato, mentre nel Regno Unito si attesta sul 27%, un valore relativamente basso.
In Europa il prezzo del gas è di gran lunga inferiore a quello dell’energia elettrica, pari in media a circa 36 €/MWh. E questa cifra, nel tempo, si riduce ulteriormente! Negli ultimi 10 anni, nei paesi dell’Unione Europea è calata complessivamente del 9%.
Se consideriamo come fluttuano i prezzi di paese in paese, tocca al Belgio questa volta a esporre il prezzo più basso, 28 €/MWh, seguito di misura dai paesi dell’Est europeo, come la Bulgaria e la Repubblica Ceca, dove il prezzo si attesta sui 30 €/MWh. Se da un lato nei paesi scandinavi l’energia elettrica è accessibile a prezzi competitivi, il gas dall’altro è il più caro: si parla di più di 70 €/MWh per Danimarca, Finlandia e Svezia. I maggiori paesi hanno prezzi relativamente vicini alla media: 30 €/MWh nel Regno Unito, 32 €/MWh in Italia, 37 €/MWh in Germania e 41 €/MWh in Francia.
Il prezzo di gas ed elettricità tradizionalmente riflette i costi di messa in opera e gestione degli impianti di produzione. Nel contesto attuale di lotta ai cambiamenti...
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Il prezzo di gas ed elettricità tradizionalmente riflette i costi di messa in opera e gestione degli impianti di produzione. Nel contesto attuale di lotta ai cambiamenti climatici, anche le politiche di riduzione delle emissioni di gas serra (GHG, greenhouse gas) acquistano altrettanta importanza per comprendere le variazioni del prezzo dell’energia elettrica e del gas.
Il mercato europeo della CO2 incoraggia le aziende a investire in energia sostenibile. Il Sistema per lo scambio delle quote di emissioni dell’Unione Europea (EU ETS, European Union Emissions Trading System), istituito nel 2005, definisce una quantità massima di emissioni serra che possono essere rilasciate. A ogni soggetto interessato è assegnato un numero fisso di quote. Qualora i livelli prestabiliti dalle quote assegnate vengano superati, i soggetti sono sottoposti a sanzioni economiche o, altrimenti, possono acquistare quote extra da società che non hanno usufruito delle loro.
L’industria dell’energia è quella maggiormente impattata dal sistema, nel 2012 infatti il 56% dei permessi di emissioni è stato allocato a questo settore. Da notare che la produzione elettrica è quella che rilascia più emissioni serra: il 23% delle emissioni in territorio francese e il 50% in Europa è da imputare al comparto elettrico.
Per questo motivo i mercati gas & power sono influenzati dal prezzo delle quote di CO2. Fino al 2017, quando ancora il prezzo del carbonio si attestava a livelli bassi, l’impatto era trascurabile. Ma in Europa, dall’inizio del 2018, il prezzo del carbonio ha avuto un forte rialzo, passando dagli 8 €/ton di gennaio fino a punte di 25 €/ton a settembre, mese che ha visto una grande volatilità dei prezzi.
Per poter rispettare gli accordi di Parigi, entro il 2030 l’Unione Europea deve ridurre del 43% le emissioni di gas serra rispetto a quelle registrate nel 2005. È per questo motivo che la Commissione Europea ha deciso di abbassare il tetto delle quote. Con la riduzione del numero di permessi, si riduce anche la disponibilità della fornitura, aumentando così il prezzo sul mercato.
Il Sistema per lo scambio delle quote di emissioni dell’Unione Europea coinvolge circa 16.000 impianti dell’industria energetica, considerati come fonti di emissioni importanti. Anche se il sistema non si applica alle piccole e medie imprese, queste sono comunque impattate dalle variazioni del prezzo del carbonio poiché i fornitori di energia espongono un prezzo maggiore del carbonio nelle bollette di luce e gas.
Il gas produce meno emissioni e richiede due volte meno il numero di permessi necessari per produrre energia rispetto al carbon fossile, aspetto che lo rende particolarmente interessante per la produzione di energia elettrica, aumentando la domanda e quindi i prezzi del mercato del gas.
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Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per...
Leggi di più >Questa serie di white paper si propone di aiutarvi a comprendere: le basi del mercato dell'energia, i prezzi dell'energia e la gestione dei vostri contratti energetici B2B, per permettervi di ottimizzare i vostri costi energetici.
Negli ultimi mesi del 2021 abbiamo assistito a un rally dei prezzi del gas e dell’energia elettrica senza precedenti e sebbene i prezzi da gennaio a oggi siano lontani dal picco...
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Negli ultimi mesi del 2021 abbiamo assistito a un rally dei prezzi del gas e dell’energia elettrica senza precedenti e sebbene i prezzi da gennaio a oggi siano lontani dal picco di fine dicembre, il valore assoluto rimane piuttosto elevato.
Insieme ai prezzi, anche la volatilità è aumentata nel corso dell’anno scorso e, se a inizio anno si potevano avere oscillazioni di 1, 2, massimo 3 €/MWh al giorno, alla fine 2021 i 10, i 20 o addirittura i 30 €/MWh di differenza fra un giorno e l’altro erano oscillazioni considerate quasi normali.
L’intera filiera del gas e dell’energia elettrica ha subito l’impatto di queste dinamiche, che hanno avuto conseguenze importanti a tutti i livelli e i cui strascichi hanno probabilmente cambiato l’assetto di un intero settore.
Per quanto riguarda il settore della vendita di energia e gas, sia i fornitori che i clienti hanno dovuto affrontare delle conseguenze di quanto successo sui mercati all’ingrosso.
Risulta dunque estremamente critica la gestione di un portafoglio di vendita in condizioni di mercato come quelle viste negli ultimi mesi. Il problema non sono i margini, ovvero i guadagni dati dall’attività di vendita, ma la sostenibilità in termini di cassa, finanza e rischi che devono sopportare i fornitori per poter svolgere l’attività.
i fixing basate su prezzi storici confrontano i prezzi futures in quel momento con quelli di periodi simili in altri momenti. Anche con l'incertezza vissuta nello scorso periodo, il tool è in grado di determinare che i prezzi stanno aumentando e, anche se non sono prezzi bassi (dato che la situazione era quella che era), l'opzione migliore era comunque quella di eseguire fixing per mitigare l'impatto della volatilità che sarebbe arrivata. Queste raccomandazioni arrivano proprio nel momento peggiore, da maggio 2021 e per tutto l'anno rimanente.
Sia per i fornitori che per i clienti l’aumento dei prezzi e della volatilità ha provocato criticità delle quali ancora non è ancora del tutto espresso l’effetto.
Per il 2022, è possibile aspettarsi alcune conseguenze di questa situazione, prima fra tutti la diminuzione del numero di operatori attivi nella vendita di energia elettrica e gas. Diverse società, sia in Italia che in Europa, hanno dovuto tirare i remi in barca e sospendere l’attività a causa delle difficoltà finanziarie ed è probabile che il numero degli operatori costretti a ritirarsi possa aumentare nel corso di quest’anno.
D’altra parte, l’alta volatilità che dovrebbe caratterizzare i mercati ancora per diverso tempo potrebbe offrire non solo criticità, ma anche occasioni di ottimizzazione, a prescindere dal trend dei prezzi che si verificherà nel corso dell’anno.
E’ probabile che dopo un 2021 così estremo, un maggior numero di clienti industriali sarà interessato alla gestione attiva della propria fornitura (prezzo variabile con fixing), che si è dimostrata una formula flessibile e capace di ottimizzare i costi, se correttamente impostata. Poter approfittare di un mercato al ribasso ma avere la possibilità di tutelarsi in caso di rialzi, risulta un modello utile per affrontare i mercati energetici sempre più volatili.
Questo, unito alla diffusa attenzione anche mediatica suscitata dall’escalation dei prezzi degli ultimi mesi, creerà un generale aumento della curiosità e della necessità di informazioni sulle dinamiche dei mercati. Non sarà più solo il prezzo, probabilmente, a convincere i clienti, ma la capacità di offrire un supporto strutturato alle scelte, fornendo le informazioni rilevanti e la competenza sui mercati energetici che consentano ai clienti di gestire al meglio la propria fornitura in tutte le situazioni di mercato.
Insomma, il rally dei mercati del 2021 avrà un impatto notevole anche per il prossimo futuro.
E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i...
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E’ ormai fatto noto che ci sia una vera e propria crisi energetica in atto. I prezzi del gas e dell’elettricità hanno concluso un primo trimestre record, in continuità con i pesanti aumenti avvenuti a fine 2021. Basti pensare che il PUN (Prezzo Unico Nazionale) ha consolidato un Q1-2022 di poco inferiore ai 250 €/MWh, mentre per il gas naturale PSV i primi tre mesi di consegne spot (Day Ahead) si sono attestati poco sotto ai 100 €/MWh.
Gli effetti di questi aumenti si stanno sentendo pesantemente su tutti i fronti e pesano in particolar modo sui consumatori finali, che si trovano a far fronte a costi energetici sempre più insostenibili. Anche se sono entrate in vigore alcune misure per il contenimento dei costi, come l’azzeramento di alcune voci della fattura energetica (gli oneri generali di sistema) o la riduzione dell’IVA su alcune tipologie di fornitura, con il prezzo della materia prima di 3 o 4 o addirittura 5 volte maggiore rispetto a un anno fa, il costo energetico complessivo è comunque lievitato.
Non solo i clienti finali sono in grave difficoltà, ma nella filiera energetica una posizione piuttosto delicata (per usare un eufemismo) oggi tocca ai fornitori. Le aziende attive nel settore della vendita di energia elettrica e gas naturale si trovano ad affrontare delle difficoltà senza precedenti (come abbiamo detto anche nell’articolo Fornitori e clienti: conseguenze dei prezzi di mercato alle stelle). L’aumento dei prezzi e della volatilità sui mercati all’ingrosso ha comportato, ormai da mesi a questa parte, un aumento dei costi legati all’approvvigionamento e alle coperture del rischio del portafoglio, entrambi elementi strettamente legati al prezzo.
Non solo aumento dei costi, a fronte spesso di margini fissati contrattualmente in periodo pre-crisi, ma anche aumento delle necessità finanziarie e di liquidità legate all’attività di compravendita di energia o gas, anch’esse proporzionali rispetto ai prezzi e alla volatilità dei mercati. Per acquistare gas o energia elettrica, infatti, gli operatori devono fornire garanzie finanziarie o liquidità a copertura dei loro acquisti e nella maggior parte dei casi si tratta di incrementi di garanzie da 5 a 10 volte i valori precedenti.
Per non parlare dello squilibrio di cassa, strutturale e naturale per una società di vendita, che paga l’energia o il gas acquistato (e gli oneri di sistema relativi) con 1-2-3 mesi di anticipo rispetto al momento dell’incasso da parte dei clienti. Con l’aumento dei prezzi e il protrarsi di questa alterazione del mercato, il disallineamento fra entrate ed uscite si è fatto a dir poco difficoltoso, per qualcuno addirittura fatale.
Tutto questo ha danneggiato in modo importante la situazione finanziaria ed economica delle società del settore, alcune delle quali hanno dovuto sospendere l’attività di vendita di energia o gas.
Ma il peggio, probabilmente, deve ancora venire, ovvero il momento in cui sui fornitori peserà a pieno anche l’effetto delle rateizzazioni delle bollette concesse ai consumatori domestici o alle imprese, a cui si andrà a sommare l’aumento della morosità dei clienti di fronte agli aumenti degli ultimi mesi. Le società del settore, aziende fino a sei mesi fa per lo più sane e ben gestite, potrebbero trovarsi impossibilitate a sopportare il protrarsi di queste condizioni di mercato a causa di una situazione finanziaria così difficilmente gestibile.
La gravità della situazione non è passata inosservata e molte sono state le richieste di supporto rivolte dalle associazioni di operatori del settore alle autorità competenti, sia in Italia che all’estero. La difficoltà di accesso alla finanza e alla liquidità in un momento grave e particolare come l’attuale è uno dei nodi dei diversi appelli degli ultimi mesi.
Anche da parte della European Federation of Energy Traders, primaria associazione europea di operatori del settore, è stata sottolineata la necessità di un supporto di emergenza di liquidità e finanza che consenta agli operatori di sopravvivere e ai mercati energetici di continuare a funzionare. Già, perché una ulteriore conseguenza dei prezzi così alti è il crollo della liquidità sui mercati, a causa del fatto che sempre meno operatori hanno la finanza necessaria per negoziare i prodotti della curva forward sui mercati organizzati.
La mancanza di un mercato liquido potrebbe impedire agli operatori di effettuare le operazioni di copertura non solo dei proprio portafogli di vendita ai clienti finali, ma anche del gas importato dall’estero o iniettato in stoccaggio, così come dell’energia elettrica prodotta dalle centrali. Insomma, il crollo della liquidità potrebbe impedire il regolare funzionamento dei mercati energetici e minare alla base l’esistenza di un mercato libero.
Ad essere onesti, è difficile anche per l’EU riuscire ad intervenire con manovre centralizzate che non penalizzino gli sviluppi futuri del settore e il raggiungimento degli obiettivi di lungo periodo in termini di mix energetico e emissioni. La tutela del consumatore finale è una contingenza assolutamente necessaria, ma è necessario anche salvaguardare la salute del settore nel medio/lungo termine.
Ad esempio, modificare la remunerazione degli impianti rinnovabili non incentivati mettendo un tetto massimo al prezzo per l’energia prodotta potrebbe provocare non solo gravi danni economici per le società interessate (che magari non hanno approfittato dell’aumento dei prezzi perché avevano effettuato coperture di lungo periodo a prezzi inferiori), ma anche portare al calo dell’appetito degli investitori del settore e questo, a sua volta, comprometterebbe il percorso di decarbonizzazione stabilito per i prossimi decenni.
Ugualmente, l’introduzione di un massimale al prezzo di gas o energia elettrica o una modifica del meccanismo di formazione dei prezzi spot a livello locale introdurrebbe distorsioni che avrebbero un impatto anche sulla curva forward e che, nel lungo periodo, potrebbero influenzare negativamente l’integrazione fra i mercati europei, così come lo sviluppo di investimenti in produzione rinnovabile o risparmio energetico.
Insomma, sembra sempre più difficile riuscire a salvare, come si suol dire, “capra e cavoli”. Solo una rapida risoluzione della situazione in Ucraina potrebbe, forse, riuscire a riportare i mercati verso una condizione di stabilità ed è piuttosto probabile che un ritorno alla “normalità” non avvenga, in ogni caso, in tempi brevi, né per quanto riguarda il livello dei prezzi, né per lo stato di salute del settore.
Rimani aggiornato con le informazioni sulla gestione dei contratti di fornitura energetica B2B.
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