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Scenari REF-E aggiornamento III2021 Novembre 2021

Macroeconomia
I consumi interni e l'andamento positivo di tutte i principali aggregati settoriali – grazie alle misure di incentivazione pubblica e condizioni finanziarie favorevoli – hanno guidato una crescita maggiore delle attese del PIL italiano, che è previsto tornare ai livelli del 2019 nella prima metà del 2022 avvicinandosi per la prima volta dopo anni ai tassi di crescita europei. Secondo il governo italiano, le misure del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) da sole potrebbero contribuire a un aumento del PIL del 3,6% in cinque anni nell'ipotesi che i fondi europei siano effettivamente investiti e le riforme pianificate attuate. Il calo dei prezzi delle materie prime e dell'energia aveva portato l'indice medio dei prezzi al consumo italiano per l'anno 2020 a -0,1%. Tuttavia, la carenza di materie prime e la notevole crescita dei prezzi dell'energia vissuti nel corso del 2021 hanno spinto verso l'alto l'indice, ora atteso leggermente al di sotto della soglia del 2%. Si stima che la crescita economica e l'andamento dei prezzi delle materie prime a livello internazionale potrebbero sostenere il tasso di inflazione durante il prossimo biennio, spingendo l'indice dei prezzi al consumo al di sopra del 2%.

Commodity
La produzione dell'OPEC Plus sta gradualmente crescendo e lo scenario di mercato a breve-medio termine è previsto tendere verso un riequilibrio strutturale, in quanto il cartello ha confermato il percorso esistente di aumento della produzione. La recente crisi cinese dell'approvvigionamento energetico e di carbone potrebbe sostenere la domanda di petrolio nel breve termine, ma si stima che i prezzi del Brent possano rimanere comunque stabili al di sotto della soglia di 70 $ / bbl tra il 2022 e il 2024. La crescente domanda cinese di carbone, considerando il blocco sulle importazioni australiane, dovrebbe mantenere il mercato tendenzialmente corto e sostenere i prezzi di riferimento sia asiatici che europei nel breve termine. La combinazione di una lenta ripresa della domanda globale nel medio termine – considerando anche l'effetto di obiettivi di decarbonizzazione più ambiziosi in Europa e non solo – e una crescita della produzione globale prevista al 2% all'anno, dovrebbe condurre alla generazione di un surplus lato offerta e riportare il mercato a condizioni più equilibrate. La domanda globale di GNL è cresciuta più del previsto guidata dalla regione Asia-Pacifico nel 2021. Una serie di interruzioni non pianificate negli impianti dell'area del Pacifico ha ridotto la disponibilità complessiva di GNL ed ha fornito supporto ai prezzi di mercato. Il margine domanda-offerta potrebbe rimanere limitato durante il prossimo inverno, mantenendo i prezzi vicini ai livelli attuali. La ripresa della produzione e la normalizzazione della domanda dovrebbero tuttavia allentare le condizioni di mercato e spingere i prezzi al ribasso a partire dal Q2-22. Si prevede che i prezzi del GNL possano stabilizzarsi nel medio termine, dato che oltre 150 Mtpa di capacità di liquefazione sono in costruzione in tutto il mondo e l’eventualità di un mercato globale del GNL strutturalmente corto è considerata improbabile. Le dinamiche del mercato globale del GNL stanno influenzando i prezzi del gas in Europa. I prezzi spot record e la limitata offerta di GNL hanno pesato sulle scorte di gas europee, sostenendo il prezzo all’hub TTF, benchmark europeo. Si ipotizza, tuttavia, una progressiva normalizzazione dei fondamentali di mercato, con le quotazioni presso l'hub olandese che dovrebbero stabilizzarsi di conseguenza entro i prossimi due anni. Gli arrivi in Italia dalle aree meridionali (Libia, Algeria) hanno guadagnato peso a seguito della riduzione dei flussi da nord (Russia, Norvegia) e del ramp-up del gasdotto TAP (Azerbaigian), spingendo lo spread PSV-TTF sotto lo zero. Una ripresa dei flussi russi verso l'Europa – anche attraverso il gasdotto Nord Stream 2 – dovrebbe far sì che lo spread si allarghi di nuovo, al di sopra della soglia 1 €/MWh, nel 2023. Si ritiene tuttavia che lo spreadPSV-TTF diventi strutturalmente più contenuto rispetto alle medie storiche nel medio termine (al di sotto della soglia di 1 €/MWh) e che possa annullarsi verso la metà degli anni 2030. Il mercato italiano del gas segue i movimenti degli hub europei, con dinamiche del PSV strettamente correlate a quelle del TTF. Gli scarsi arrivi di GNL, la ripresa della domanda e l’aumento generale dei prezzi europei hanno favorito una ripresa parallela dei prezzi del PSV nel corso del 2021. Una progressiva stabilizzazione guidata da un ritorno a condizioni di mercato normali in Europa è prevista nel medio termine. I prezzi della CO2 sono aumentati nel 2021, in seguito all'impennata delle materie prime e al rilascio del pacchetto Fit for 55, che dovrebbe sostenere un mantenimento strutturale dei prezzi a medio termine. Gli obiettivi a lungo termine incorporano l'impegno della Commissione Europea nel sostenere il sistema ETS, in quanto considerato elemento chiave per favorire il processo di decarbonizzazione. Si prevede che prezzi della CO2 sostenuti possano favorire il passaggio dalla produzione a carbone a quella a gas nel settore elettrico europeo nei prossimi anni, conducendo al phase-out economico della capacità a carbone entro la metà degli anni 2020.

Domanda di energia elettrica e importazioni nette
La ripresa economica dovrebbe portare la domanda di elettricità ai livelli pre-pandemia già entro la fine del 2021. Nel lungo termine, l'elettrificazione e l'efficienza nei consumi finali diventeranno i principali driver della domanda di energia elettrica. Lo sviluppo di applicazioni a idrogeno per la decarbonizzazione dei processi industriali, ancora in fase esplorativa, potrebbe influenzare in modo significativo l'andamento della domanda elettrica di lungo periodo. La domanda aggiuntiva di elettricità da parte dei veicoli elettrici potrà variare in modo significativo in base alla futura diffusione della mobilità elettrica a livello cittadino e nei trasporti a più lungo raggio. L’evoluzione della domanda aggiuntiva di energia elettrica ai fini di riscaldamento e raffrescamento dipenderà dal ritmo delle installazioni (e.g. pompe di calore) negli edifici ad uso civili, potenzialmente supportate dalle misure di sostegno alla decarbonizzazione messe in atto nella ripresa post-pandemia. Dopo un 2021 ben oltre i 40 TWh le importazioni nette sono previste in costante calo. Già nel 2022 si ritiene che le dinamiche di switching tra carbone a gas in Europa possano influenzare l'evoluzione dei flussi netti di importazione, con volumi attesi in decrescita dai confini settentrionali solo parzialmente controbilanciati da maggiori flussi attesi dai confini meridionali. Dal 2025 in poi, il graduale phase-out della capacità nucleare e a carbone nei paesi dell’Europa continentale contribuisce alla progressiva riduzione dell’import, ipotizzando un parziale raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 da parte dei paesi europei. Secondo le ipotesi degli scenari di policy, l'impatto delle dinamiche di switching tra carbone a gas e della dismissione di capacità a carbone e nucleare sulle importazioni nette potrebbe essere più che compensato dal rapido sviluppo delle fonti rinnovabili, portando a dinamiche opposte ai confini settentrionali con flussi importati che supererebbero anche i valori storici.

Capacity Market e generazione termoelettrica
Le aste del nuovo Capacity Market (CM) per gli anni di consegna 2024-2025 e dovrebbero tenersi nel Q1-22. Il Decreto Ministeriale del 28 ottobre 2021, ha approvato le nuove regole della disciplina, confermato l'asta per l'anno di consegna 2024 e ha ipotizzato che l'asta per l'anno di consegna 2025 si possa svolgere in funzione dei risultati conseguiti nell’asta 2024 – che dipendono dal grado di partecipazione di nuovi progetti in relazione alla domanda di adeguatezza prevista. Il livello di domanda di adeguatezza residua da mettere all'asta per il biennio obiettivo 2024-2025 dipenderà anche dallo stato di avanzamento dei progetti selezionati nell'asta 2023. I progetti che hanno ricevuto il via libera potrebbero essere esposti al rischio di ritardi durante la fase di costruzione, ma rimangono confermati nel meccanismo del 2023. Alcuni progetti selezionati nell'asta non sono riusciti invece a completare l'iter autorizzativo in tempo utile (l'ultima scadenza era il 31 ottobre 2021) e sono stati esclusi dal meccanismo, ma potrebbero partecipare comunque alle nuove aste. Questo è coerente con la nostra ipotesi che prevede che una parte dei 6,4 GW circa di nuova capacità inizialmente supportata dal CM 2022-2023 potrebbe essere soggetta a ritardi e venire realizzata con un paio di anni di ritardo rispetto a quanto inizialmente previsto. La capacità approvvigionata col CM 2022-2023 favorirà il phase-out delle unità a carbone nella penisola entro il 2025, ma non sarà sufficiente a garantire la piena adeguatezza del sistema dopo che queste saranno definitivamente chiuse. Si stima, quindi, che le nuove aste del CM possano supportare fino a 4,3 GW (considerando anche 500 MW di capacità alimentata a GNL da mettere all'asta in Sardegna) di nuovi investimenti in capacità termoelettrica per garantire il raggiungimento dell’obiettivo. Le nostre assunzioni prevedono lo svolgimento di entrambe le aste per il 2024 e il 2025, in quanto presumiamo che, in base all'esperienza relativa alle aste 2022-2023 e visti i tempi stretti (domanda di adeguatezza non ancora pubblicata, ma asta 2024 che probabilmente si terrà nei primi mesi del 2022), alcuni investitori possano decidere di non partecipare all'asta 2024, rendendo necessaria l'implementazione dell'asta 2025. La nuova capacità approvvigionata tramite le nuove aste dovrebbe essere concentrata principalmente nella zona Nord, per cui si stima il livello di domanda di adeguatezza maggiore. Ciò è coerente con i risultati di un'analisi sui fattori che influenzano l'adeguatezza del sistema elettrico italiano che abbiamo condotto nell'estate 2021, allineata a sua volta ai risultati chiave del Rapporto Adeguatezza Italia 2021, recentemente pubblicato da Terna. Tutti i nuovi progetti aderenti alle aste 2024-2025 dovrebbero sfruttare l’anno circa di buffer consentito dalle regole aggiornate del meccanismo per l’entrata in funzione. Si prevede che la capacità di nuova costruzione avrà un impatto rilevante sulle dinamiche del mercato elettrico, in particolare sul MGP, dove il crescente livello di concorrenza potrebbe influire sulla sostenibilità economica della generazione a gas esistente. Supponendo che 4,3 GW di nuova capacità di generazione entrino in funzione dopo le nuove aste CM, potrebbero sorgere problemi di missing money per una parte del parco a gas esistente nella seconda metà degli anni 2020, nonostante l'aumento dello spazio di mercato generato dalla diminuzione dei flussi di importazione. Tali condizioni potrebbero essere enfatizzate da condizioni di mercato altamente competitive nel lungo termine. Pertanto, assumiamo la necessità di una continuazione di un meccanismo di remunerazione della capacità per far fronte al rischio mothballing e a potenziali problemi di generation adequacy dopo il 2025 e oltre nel lungo termine. Nonostante il recente rialzo dei prezzi dei combustibili abbia sostenuto la temporanea ripresa della competitività della produzione a carbone, si prevede che le dinamiche di switching torneranno a favorire la generazione a gas e a rendere economicamente sconveniente il carbone già nel corso del 2022. Il phase-out amministrato del carbone in Italia porterà comunque alla chiusura delle centrali presenti sulla penisola entro il 2025. Il phase-out delle unità a carbone sarde richiederebbe invece più tempo, in quanto l’abbandono del carbone sull’isola dipende dalla realizzazione di nuove infrastrutture elettriche e gas. Per questo motivo, si ritiene che la capacità a gas (GNL) in Sardegna possa diventare operativa solo all'inizio del prossimo decennio, quando si stima possano essere realizzate la diramazione Sicilia-Sardegna del Tyrrhenian Link e le appropriate infrastrutture del GNL. La produzione a gas consolida la sua posizione dominante all’interno del settore termoelettrico già nel breve-medio termine grazie a condizioni di switching favorevoli. Dopo il 2025, l'effetto positivo generato dai minori volumi importati è parzialmente controbilanciato dalla prevista accelerazione dello sviluppo delle rinnovabili, la cui crescita si stima possa influenzare le dinamiche competitive del mercato nel lungo periodo. Si prevede, tuttavia, che il gas naturale supererà la quota del 90% del consumo di combustibili entro la metà degli anni 2020, trainato dalla progressiva sostituzione della capacità a carbone e di altri combustibili residui.

Rinnovabili e sistemi di accumulo
L'andamento rialzista delle commodity influenza i prezzi di mercato e favorisce il consolidamento definitivo della market parity rinnovabile. Una potenziale accelerazione della capacità installata rinnovabile potrebbe essere possibile superando l'attuale lentezza burocratica nel processo di autorizzazione. La crescita delle energie rinnovabili potrà essere supportata dalla riduzione dei costi tecnologici e dalla diffusione delle best practice PPA a sostegno degli investimenti merchant. Ulteriori investimenti per raggiungere obiettivi più ambiziosi del Green Deal potrebbero essere sostenuti da un nuovo programma di incentivi, come previsto dalla direttiva europea “RED II” e dal suo recente recepimento a livello nazionale. L'obiettivo previsto dal PNIEC italiano, in termini di quota di energia elettrica rinnovabile rispetto al consumo interno lordo (CIL), prevede il raggiungimento del 55% al 2030, ma si ritiene che possa essere raggiunto solo attraverso una significativa inversione di tendenza nella traiettoria di crescita della capacità installata rinnovabile nei prossimi anni. La revisione al rialzo degli obiettivi europei per il 2030, trainata dal Green Deal, richiederebbe poi uno sforzo ancora maggiore per il sistema energetico italiano, che potrebbe impegnarsi a raggiungere una copertura energetica rinnovabile del 65-70% in 10 anni a partire dall'attuale livello di circa il 38%. La market parity per le tecnologie solari si consolida nel breve termine trainata dalla tendenza rialzista delle commodity. Si prevede che la redditività dei progetti tracker possa superare in modo permanente quella delle tecnologie solari tradizionali entro la fine del decennio. Nel breve termine, le condizioni di market parity migliorano fortemente anche per gli investimenti eolici merchant, ma le caratteristiche dei progetti e la loro localizzazione rimangono variabili in grado di influenzare significativamente i business plan. La nuova configurazione del Capacity Market, maggiormente aperto a tecnologie non termoelettriche rispetto alla precedente disciplina, potrebbe enfatizzare le opportunità per progetti rinnovabili inclusi in portafogli di generazione tecnologicamente diversificati. Il rischio di overgeneration e curtailment potrebbe diventare sistematico nel lungo termine, a seguito dell'elevata penetrazione delle rinnovabili nel mix energetico e dei possibili ritardi nei rinforzi della rete già pianificati. Tale rischio potrebbe essere mitigato dallo sviluppo di nuovi sistemi di accumulo e dal maggiore utilizzo dei pompaggi idroelettrici esistenti, per i quali le opportunità sul MGP sono viste in aumento, coerentemente con la crescita della penetrazione rinnovabile non programmabile nel mix energetico. La sostenibilità dei progetti di storage elettrochimico e il loro processo di autorizzazione sono in fase di graduale chiarimento, ma devono essere attentamente valutati in base alle numerose configurazioni possibili (large-scale, small-scale, stand-alone, accoppiati con rinnovabili, behind-the-meter, ...). Gli investimenti in batterie elettrochimiche di tipo power intensive possono essere in-the-money già nel medio termine, con flussi di ricavi derivanti principalmente dalla partecipazione spot alla fase di bilanciamento del MSD e da una remunerazione long-term in capacità. Questa potrebbe essere fornita attraverso (i) l’implementazione di nuovi schemi specifici (come accaduto col progetto pilota Fast Reserve), la cui futura adozione è stata anticipata dal recepimento italiano della Direttiva Europea sul Mercato Interno dell'Energia, o (ii) da meccanismi esistenti come il Capacity Market – che potrebbe generare opportunità di investimento nel breve termine per sistemi di stoccaggio integrati in portafogli di asset adeguatamente diversificati. Si ritiene che gli investimenti in batterie di tipo energy intensive possano diventare interessanti solo nel lungo termine, quando le applicazioni time-shifting sul MGP potranno diventare economicamente interessanti. Nel nostro scenario di riferimento, prevediamo lo sviluppo di circa 7 GW di batterie energy intensive e circa 5 GW di batterie power intensive al 2040. Oltre alla futura adozione di nuovi schemi specifici per lo storage, come anticipato dai recenti sviluppi normativi, la riforma del Market Design italiano - finalizzata a una revisione completa delle regole di dispacciamento per un'efficiente integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema - potrebbe aprire nuovi segmenti di mercato sul MSD che consentano la partecipazione competitiva delle risorse storage e delle rinnovabili. La nostra view di mercato è prudenziale rispetto all'applicazione dei meccanismi di supporto alle rinnovabili e ai sistemi di accumulo previsti dai recenti aggiornamenti normativi, in quanto manca ancora una definizione formale dei dettagli relativi alle procedure, nonché ai nuovi obiettivi nazionali al 2030. L'effettiva applicazione dei nuovi meccanismi potrebbe accelerare la crescita delle fonti a basse emissioni di CO2 oltre i livelli ipotizzati nel nostro scenario.

Prezzi e marginalità
A seguito della ripresa della domanda e dell'andamento rialzista delle commodity, si prevede che il PUN possa attestarsi leggermente al di sotto dei 100 €/MWh sia nel 2021 che nel 2022. Le commodity continueranno a guidare l’andamento del mercato elettrico anche nel medio periodo, con un livello di prezzo stabilizzato all’interno della fascia 70-80 €/MWh e allineato ai costi variabili di generazione dei CCGT marginali. Negli anni 2030, l'aumento della penetrazione solare avrà un impatto significativo sui prezzi durante le ore centrali del giorno e aumenterà i differenziali di prezzo orari, effetto solo parzialmente mitigato dallo sviluppo dello storage energy intensive e del fotovoltaico tracker. Nella seconda metà degli anni 2030, il numero di ore annue in cui i CCGT esistenti andranno a determinare il prezzo marginale del sistema sul MGP è visto in significativo calo (da oltre il 90% di oggi a circa il 50%) a fronte di dinamiche competitive intensificate sia dalle ondate di nuova generazione a gas efficiente supportate dal CM sia da una generazione rinnovabile in continua crescita. In un contesto di mercato simile, il peso del costo variabile delle unità alimentate a gas sul prezzo baseload di mercato dovrebbe diminuire. Nel lunghissimo termine, gli obiettivi di neutralità climatica implicano un diverso paradigma di mercato, in cui l'evoluzione dei prezzi dell'elettricità e le dinamiche di mercato dovrebbero cambiare in un contesto di emissioni quasi zero. Supponendo che il meccanismo di mercato MGP rimanga invariato, le strategie di offerta degli operatori potrebbero riflettere sempre di più il LCOE della nuova fonte marginale sul mercato: le rinnovabili abbinate agli stoccaggi energy intensive. L’attuale configurazione delle zone di mercato potrebbe mitigare le congestioni tra le zone nei prossimi anni, in particolare tra Sicilia e Calabria, ma la variabilità delle energie rinnovabili potrebbe comunque influire sui futuri differenziali di prezzo. I principali rinforzi della rete sono attesi nel 2030, quando si presume che l’Adriatic Link (Centro-Sud – Centro-Nord) e il ramo Sardegna-Sicilia del Tyrrhenian Link diventino operativi. La progressiva convergenza dei prezzi zonali nell'orizzonte di medio e lungo termine sarà raggiunta solo dopo il 2035. Si prevede che la Sicilia possa mantenere un premio di prezzo rispetto ad altre zone del sud Italia fino alla metà degli anni 2020 e di nuovo nei primi anni 2030, per via dei flussi di esportazione verso la Tunisia legati all’avvio del cavo Elmed. L’andamento del CSS è strettamente collegato all'evoluzione della quota di mercato dei CCGT esistenti. Il miglioramento delle dinamiche di switching da carbone a gas dovrebbe favorire il CSS baseload, che potrebbe assestarsi sui livelli visti nel 2019 nei prossimi anni, ma la realizzazione degli investimenti supportati dalle aste CM dovrebbe influenzare fortemente la competitività del mercato e portare a zero la marginalità baseload del parco esistente. Nella seconda metà del 2030 le opportunità di mercato per i CCGT esistenti sono viste ulteriormente in diminuzione, con un CSS baseload inferiore allo zero e rischi missing money / mothballing amplificati per la capacità esistente. Nel medio termine, il parco CCGT esistente potrà raggiungere una marginalità media catturata sul MGP di circa 10 €/MWh e un load factor medio compreso nell'intervallo 2300-2400 EOH (ore di funzionamento equivalenti a potenza massima). Nel lungo periodo, a fronte di condizioni di mercato altamente competitive, la marginalità media catturata sul MGP è stimata in diminuzione a circa 5 €/MWh, con una performance media del load factor non dissimile rispetto ai livelli registrati nel medio termine. L'effetto cannibalizzazione diventa evidente sui prezzi catturati dal solare nella seconda metà degli anni 2020. In particolare nelle zone di mercato del sud Italia caratterizzate da un'elevata penetrazione delle rinnovabili rispetto alla domanda e alla capacità di evacuazione della rete interzonale. La generazione eolica è meno concentrata della produzione solare e la sua maggiore distribuzione nel corso dell'anno e nelle ore del giorno portano i prezzi catturati ad allinearsi coi prezzi baseload. I prezzi catturati della produzione idroelettrica fluente risultano allineati ai baseload, anche se maggiormente sensibili alla stagionalità degli afflussi naturali che alla variabilità oraria.

Mercato dei servizi ancillari
Nel breve termine, il miglioramento delle condizioni MGP per le unità termoelettriche potrà portare a minori esigenze di regolazione in fase di ri-dispacciamento. L'uscita delle unità a carbone e la crescita delle rinnovabili non programmabili dovrebbero tuttavia sostenere i volumi MSD nel medio e lungo termine. Tuttavia, gli sviluppi della rete e gli investimenti nei sistemi di storage potrebbero contenere tale aumento. Inoltre, la realizzazione di investimenti in rete (ad esempio compensatori sincroni per una migliore gestione delle criticità di tensione) e la riforma del meccanismo di incentivazione di Terna (periodo di applicazione previsto 2022-2024) per un uso più efficiente delle risorse a disposizione potrebbero ulteriormente intensificare la competizione sul MSD. Lo strike price del Capacity Market costituirà certamente un cap ai prezzi MGP e, soprattutto, ai prezzi relativi ai servizi a salire MSD, per le centrali elettriche coinvolte nel meccanismo, ma potrà influenzare anche la strategia di pricing delle unità non partecipanti. Anche considerando gli alti prezzi MGP attualmente registrati sul mercato, si ritiene tuttavia improbabile che lo strike price possa influenzare i prezzi MGP nei prossimi anni. Con i prezzi al rialzo delle commodity che influenzano i prezzi MGP, i prezzi MSD hanno recentemente mostrato dinamiche diverse per i servizi a salire e a scendere. Questi ultimi, hanno seguito l'andamento dei prezzi MGP mentre i prezzi a salire non hanno registrato lo stesso aumento, con una conseguente compressione dei margini. La situazione dovrebbe persistere fino a quando le turbolenze che stanno caratterizzando i mercati delle commodity non verranno riassorbite, il che prevediamo possa avvenire dopo l’inverno. Nel medio e lungo termine, lo strike price del CM e l’LCOS delle tecnologie storage saranno i principali fattori a influenzare le dinamiche di prezzo MSD.

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Gli scenari REF-E sono studi di mercato completi, elaborati quadrimestralmente, che prospettano l’evoluzione del mercato elettrico italiano con orizzonte al 2040. La documentazione che li accompagna mette il lettore nelle condizioni di approfondire le assunzioni metodologiche e la conoscenza dei principali risultati presentati. In particolare, gli scenari evidenziano:

  • i prezzi dei combustibili
  • la domanda di energia elettrica
  • lo sviluppo della rete di trasmissione
  • la capacità di produzione da fonti rinnovabili
  • la generazione termoelettrica
  • la strategia di mercato
  • la sicurezza e adeguatezza del sistema
Gli scenari REF-E nascono dalla conoscenza profonda e accurata delle esigenze di visione strategica di chi opera sui mercati energetici, sono prodotti informativi ricchi, dettagliati e solidi, in grado di rispondere in modo completo ed efficiente alle esigenze di chi li utilizza.

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