Dato il periodo storico particolare, stiamo ricevendo molte domande sul mercato della CO2 e sulla sua relazione con il prezzo dell'energia. Abbiamopensato 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. Abbiamopensato 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 liquiditĂ e stabilitĂ 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 aree 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 attivitĂ gestionali e manuali, per poterlo dedicare ad attivitĂ commerciali.
Fedeli al nostro motto, simplify complexity, abbiamo sviluppato sulla piattaforma YEM optimization una nuova funzionalitĂ : 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 DecretoBersanie 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'attivitĂ ossia il singolo o piĂą fattori legati ad un'attivitĂ 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 scarsitĂ 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/opportunitĂ 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 possibilitĂ 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.
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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...
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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/opportunitĂ 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 possibilitĂ 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 giĂ 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 possibilitĂ di fixing comporti dei rischi in piĂą rispetto al fisso, infatti, le possibilitĂ 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 opportunitĂ 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 stagionalitĂ 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 stagionalitĂ 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.
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