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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.

Parte 1 : Capire le formule di prezzo dei contratti energetici

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Parte 2 : Capire la struttura dei mercati energetici

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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.

TTF (Title Transfer Facility):

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).

PSV (Punto di Scambio Virtuale):

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.

Spread PSV-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.

Quindi come scegliere fra i due?

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:

• Parlando di Day Ahead, la differenza fra PSV e TTF può essere molto variabile da un giorno all’altro a causa alle dinamiche tipiche del bilanciamento di breve termine di domanda e offerta sui due mercati. E’ opportuno che la valutazione dello spread proposto dal fornitore sia fatta analizzando lo spread storico su periodi più lunghi di una settimana o un mese, poiché su base trimestrale e ancor più annuale lo spread tende a normalizzarsi. (VEDI GRAFICO)
  
  

• Anche l’analisi dello spread sui prodotti future non deve considerare periodi troppo brevi: poiché capita frequentemente che durante una sessione di mercato il TTF (es: Month Ahead) venga negoziato più e più volte mentre il PSV sia poco scambiato, spesso il differenziale giornaliero fra PSV e TTF risulta “anomalo” se comparato a valori medi annuali. Per questo motivo è bene valutare lo spread proposto rispetto a medie calcolate su periodi più lunghi (un trimestre o, meglio ancora, un anno).
• In generale, diversi elementi possono avere un impatto sul differenziale fra i prezzi dei due mercati e può non essere semplice avere una view sullo spread che consenta di valutarne la convenienza per il futuro. Certo è che il valore dello spread differisce nelle proposte dei diversi fornitori e può essere uno dei parametri della scelta del contratto di fornitura.
  
  

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.

Quindi non c'è modo di scegliere il prezzo indicizzato e risparmiare?

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.

Cosa sono i fixing?

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.

Come ottenere previsioni reali?

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.

Conclusione

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 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.

Una situazione di anomalia nell’equilibrio fra domanda e offerta, sia attuale che prospettico, provoca un impatto sulla “normale” forma della curva 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.

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.

Mercati gas e power

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.

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.

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.

Cosa ci dice la view di mercato rispetto al comportamento dei prezzi?

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.

Quanto influisce la percezione personale sulle decisioni da prendere?

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.

La view di mercato applicata alla curva delle previsioni 

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 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.

Volatilità dei prezzi spot

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.

Volatilità del front month

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.

Schiacciamento picco/fuori picco

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.

Gas naturale

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.

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?

Vendere energia B2B non è per tutti

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:

• individuare il giusto cliente;
• verificarne l’affidabilità finanziaria;
• effettuare un’analisi globale della sua attività, del suo buyer journey e delle offerte dei competitori;
• guidare il cliente nella analisi dei propri consumi;
• accompagnarlo nella scelta “prezzo fisso o variabile” ed, eventualmente, affiancarlo nei fixing;
• essere sempre un punto di riferimento per poter fidelizzare il cliente.
  
  

Insomma, una sfida entusiasmante, che gratifica il KAM e lo rende una figura realmente strategica all’interno della società di fornitura energetica.

Strumenti e strategie per vendere energia B2B

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.

Oltre le solite tecniche di up-selling e cross-selling

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, 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.

Una nuova era per il portfolio management

“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.

Il digitale : elemento cruciale per i fornitori nella gestione dei contratti a portfolio management

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.

Le 5 chiavi digitali per i contratti a portfolio management e non solo  

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.

1. Sfruttare il meglio delle analisi di mercato
   Un ruolo chiave in questo senso ce l’ha l’analisi predittiva ; un insieme di tecniche statistiche, apprendimento automatico e data mining che fornisce predizioni sugli andamenti futuri. Specialmente in caso di contratti che prevedono l’uso di fixing, l'analisi predittiva può rivelarsi un’arma vincente, dando al fornitore i mezzi per previsioni di mercato accurate e puntuali. Dedicare a un cliente un servizio ad hoc tramite una consulenza che permetta una gestione ottimale della fornitura significa spiccare in mezzo al mare della concorrenza.
   
   
2. Migliorare la pianificazione e la gestione dei processi
   L’ottimizzazione non è solo economica, ma anche funzionale: le tecnologie digitali migliorano la pianificazione e la gestione dei processi. In particolare, l’automazione si rivela utile nel caso di operazioni manuali che da una macchina verrebbero svolte in meno tempo e con un minor dispendio di energie, ottimizzando le performance. Adottare un approccio strutturale nella gestione dei contratti, ad esempio sfruttando la calendarizzazione di un tool, permetterebbe al KAM di dedicarsi anche ad altre attività rimanendo professionale.
   
   
3. Assicurare Trasparenza comunicativa
   Anche la trasparenza comunicativa, che in caso di contratti a portfolio management può comprendere accompagnare i clienti in un primo accesso al mondo del trading, può essere un fattore determinante. Sempre nell’ambito dei contratti a prezzo variabile, la giustificazione delle scelte fatte, ad esempio fornendo garanzie circa la qualità dei dati utilizzati, diventa una qualità in più.
   
   
4. Accompagnare i clienti, passo dopo passo, secondo i loro obiettivi
   Un valore aggiunto nell’ambito della customer satisfaction (e in un contesto come quello italiano, dove operano 723 fornitori di energia, offrire valore aggiunto è fondamentale) è la pro attività: un buon fornitore mette a disposizione dei clienti persone preparate e in grado di dare soluzioni e proposte.
   
   
5. Proporre delle offerte personalizzate
   La personalizzazione delle offerte è uno dei principali valori aggiunti che un fornitore può dare ai suoi clienti. Esistono vari criteri di personalizzazione: garanzie di origine, fideiussione, flessibilità del fixing... a seconda delle esigenze del singolo cliente si possono fare RdO su misura, competitive sia sul piano della qualità che su quello dei costi.
   
   

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 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.

Come scegliere i fixing sull’anno

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:

• È adatto a clienti che hanno consumi tendenzialmente stabili nel corso dell’anno e che non hanno quindi un periodo particolare nel quale consumano molto di più o molto di meno e che, quindi, potrebbe necessitare di un fixing ad hoc.
• Entro la fine di dicembre dell’anno prima so già se l’anno successivo avrà un prezzo variabile (se non ho fatto fixing), parzialmente variabile (se ho fatto fixing ma non per il 100% dei volumi) o fisso (se ho fatto fixing del 100% dei volumi).
• Può dunque essere utilizzato dai clienti che, in ottica di budget, vogliono entrare nell’anno di consumo con un prezzo fisso ma preferiscono avere la possibilità di determinare questo prezzo in più tranche (fixing) nel corso dell’anno precedente per diminuire il rischio di fissare tutto il prezzo in un unico momento (magari proprio quando i prezzi sono ai massimi).
• E’ una valida scelta anche per i clienti che vorrebbero avere il tempo di scegliere, con calma e seguendo l’evolversi dei mercati, se mantenere un prezzo variabile o fisso, invece di compiere questa scelta in fretta a fine anno.
• E’ poco laborioso, perché il numero dei fixing da fare è relativamente basso (non devo farne un tot per ogni mese o ogni trimestre).
• Durante l’anno di consumo non devo effettuare più alcuna scelta, il che, se da un lato può essere meno faticoso, dall’altro non consente alcuna ottimizzazione infra annuale.
• Per essere uno strumento di ottimizzazione, l’ideale sarebbe che il periodo nel quale valutare i fixing fosse sufficientemente lungo, di qualche mese se non addirittura di quasi un anno. Avrebbe poco senso scegliere questa modalità firmando il contratto a prezzo indicizzato a novembre e facendo i fixing solo nel corso del mese di dicembre.
  
  

Come scegliere i fixing sui quarters

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.

• È adatto a clienti che hanno consumi poco stabili nel corso dell’anno e che desiderano la possibilità di studiare adeguatamente il pricing dei trimestri nei quali consumano i volumi maggiori.
• E’ altresì adatto per clienti con consumi stabili nel corso dell’anno ma che desiderano avere la possibilità di sfruttare l’ottimizzazione infra annuale, senza dover scegliere il prezzo l’anno precedente quando magari, per gli ultimi mesi dell’anno successivo, è ancora poco chiaro cosa potrebbe succedere sui mercati.
• Consente di arrivare (quasi) all’ultimo momento prima della delivery per compiere la scelta sul trimestre.
• E’ una formula adatta per fissare il prezzo (anche il 100%) solo di alcuni periodi dell’anno, lasciando il resto dei consumi a prezzo variabile o parzialmente variabile. Ad esempio si può scegliere di fissare il prezzo per i trimestri invernali (Q1-Q4) e lasciare Q2 e Q3 a prezzo variabile.
• Richiede certamente un impegno maggiore rispetto al fixing annuale (il numero dei fixing da fare a parità di volumi è 4 volte tanto) e un presidio assiduo sui mercati, per poter compiere le scelte nel momento adatto.
• Non è lo strumento migliore per i clienti che, in ottica di budget, desiderano iniziare l’anno di consumo con un prezzo fisso per tutto l’anno di consumo, perché il risultato di un fixing annuale o di un fixing (contemporaneo) sui 4 trimestri è il medesimo.
  
  

Come scegliere i fixing sui mesi

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:

• È adatto a clienti che hanno consumi molto discontinui nel corso dell’anno e che desiderano la possibilità di studiare adeguatamente il pricing dei mesi nei quali consumano i volumi maggiori.
• E’ anche adatto per clienti che, a prescindere dalla regolarità dei consumi, hanno dei volumi molto consistenti da gestire e desiderano dunque spingere al massimo l’ottimizzazione, sia nel corso dell’anno precedente, che nell’anno di delivery.
• Richiede un impegno molto elevato sia per quanto riguarda il numero dei fixing sia per l’attenzione al mercato.
• La possibilità di richiedere i fixing per dei mesi molto lontani (ad esempio per il mese di dicembre nel corso del mese di gennaio) è limitata dal fatto che sul mercato i prodotti spesso non sono quotati. Per questo motivo l’opzione di fixing sui mesi viene spesso combinata con quella dei fixing sui quarters.
  
  

Come scegliere dunque fra queste opzioni di fixing quella più adatta?

1. Innanzitutto bisogna valutare quali sono le offerte dei fornitori. Non a tutti i clienti viene offerta, ad esempio, l’opzione di fixing mensili, perché tendenzialmente i volumi devono essere sufficientemente alti da consentire al fornitore le coperture sul mercato all’ingrosso e di ottenere un margine dal maggior impegno profuso nella gestione del contratto.
   
   
2. Una volta capito a quale tipologia di offerta abbiamo accesso, dobbiamo valutare anche quale si adatta meglio al raggiungimento dei nostri obiettivi. Se abbiamo una logica di budget o se siamo spinti dalla necessità di ottimizzare al massimo i costi dovremo optare per uno piuttosto che per l’altro.
   
   
3. Ultimo elemento utile per la valutazione è la capacità di presidiare il mercato con costanza in modo da richiedere i fixing nel momento giusto. Un fixing sui mesi richiede un impegno molto maggiore in questo senso rispetto al fixing sui quarters, e dunque si devono avere a disposizione le competenze, il tempo e gli strumenti da dedicare a questa attività. Il fine, insomma, deve giustificare i mezzi.