06/10/2022 Enel Global Trading
←
→
Trascrizione del contenuto della pagina
Se il tuo browser non visualizza correttamente la pagina, ti preghiamo di leggere il contenuto della pagina quaggiù
06/10/2022
INTERNAL
Scenari di mercato
in un contesto di crisi energetica
Presentation footer 10PT grey. Please add the relevant country to the footer.
06/10/2022 2
INTERNAL
Scenari di mercato
in un contesto di crisi energetica
Edoardo Stigliano
Senior Trader Gas Italia
Federico D’Alessandris
Senior Trader Power Italia
Gianluca Marcelli
Senior Trader Wholesale
Presentation footer 10PT grey. Please add the relevant country to the footer.
06/10/2022 3
Edoardo Stigliano Edoardo Stigliano Senior Trader Gas Italia
INTERNAL
Prezzi e driver di mercato
Relazione prezzi - import Russia
TTF
350 • Fase iniziale del conflitto
300 caratterizzata da un
250
Inizio guerra repentino incremento dei
200 prezzi spot e forward
€/MWh
Day Ahead
150 Win-22
• Import russo inizialmente
100
Calo flussi non impattato dal conflitto
50
➔ ritraccio dei prezzi e
0
gen-22 feb-22 mar-22 apr-22 mag-22 giu-22 lug-22 ago-22 set-22 ott-22 nov-22 dic-22
bassa volatilità per il Q222
Import EU dalla Russia tramite pipeline • Inizio trend rialzista in
450 corrispondenza del calo
400
dell’import russo, con
350
300 prezzi massimi toccati sulla
chiusura del Nordstream
Mcm/d
250 5Y max-min
200 2022
150
100
5-year avarage • Scadenze più costose
50 rappresentate dai prodotti
0
1-gen 1-feb 1-mar 1-apr 1-mag 1-giu 1-lug 1-ago 1-set 1-ott 1-nov 1-dic
della Win-22
INTERNAL
Alternative al gas russo
Switch di offerta e stoccaggi EU
Offerta EU Summer 5Y Stoccaggi EU
2022
154
Offerta avarage
160 (Bcm) 90
146 6 Riduzione (Bcm)
10 80
140 16 domanda 59 24
Produzione 70
18
120 38 40 44
4 LNG 60
9
100 1 1 6 50
Bcm
13 UK
9 13
Bcm
80 40 13 40
6 Algeria
4 13 30
60
Azerbajan 20
40
44 18 38
Norvegia 10
59
20
16 10
0
24 Russia 6 1-gen 1-feb 1-mar 1-apr 1-mag 1-giu 1-lug 1-ago 1-set 1-ott 1-nov 1-dic
0
5Y max-min 2022 Capacity 5Y avarage
5Y avarage 2022 TOT 146 154
• Calo offerta Russia più che compensato dalle altre
• Stoccaggi in forte ripresa durante l’estate
fonti
• Superata la media a 5 anni
• Maggior incremento fornito da LNG
• Livello attuale 88%
• Importante contributo del calo di domanda legato
• Sufficiente per l’inverno?
all’aumento dei prezzi
INTERNAL
Scenari Win-22
Bilanci stagionali e “di punta"
Bilancio stagionale
Domanda Inverno -15% di
media caldo domanda
180
52 14 74 40 194 188 165
Bcm Bcm Bcm Bcm Bcm Bcm Bcm
Bcm
Bilancio «di punta»
Domanda - Offerta di punta
1600
1500
1400
Mcm/d
1300
1445 1200
280 75 800 290
1100
Mcm/d Mcm/d Mcm/d Mcm/d ott nov dec gen feb mar
Mcm/d Consumi standard Consumi -15% Punta
Federico D’Alessandris Federico D’Alessandris Senior Trader Power Italia
INTERNAL
Power Italia
Rendimento Cal Year-to-Date
500%
+325%
250%
+218%
+178%
100%
- 24 %
0%
gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre
Y-20 Y-21 Y-22 Y-23
Rendimenti record del contratto 2023 influenzato da contesto geopolitico e conseguente
rischio approvvigionamento gas
INTERNAL Power Italia Nuove Contingenze Commodities. Weather. Nuclear availability.
INTERNAL
Power Italia
Nuove Contingenze - Weather
Anomalie di Temperatura ambientale Europa
Anomalie di temperatura crescenti
determinano un doppio effetto:
I. Variazione profilo di domanda
Anomalie di Temperatura ambientale Luglio 22
II. Derating Impianti TermoelettriciINTERNAL
Power Italia
Nuove Contingenze - Weather
Numero Giorni non navigabilità RENO
d/year
Snow & Soil Italia
TWh 140
25 120 Duisburg
100 Cologne
20
80 Koblenz
15 60
40
10
20
0
5 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
- 5 TWh
0 Cooling Warming
Water Temperature Warnings Water Need Warnings
Normal 2020 2021 2022
La carenza di disponibilità idro impatta indirettamente
anche sulla disponibilità termoelettrica tradizionaleINTERNAL
Power Italia
Nuove Contingenze – Disponibilità Nucleare Francia
60 GW
50
40
30
- 12 GW
20
gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre
media 2018/2019 2020 2021 2022
Disponibilità nucleare francese ai minimi storici per controlli di sicurezza e risparmio
combustibile in vista dell’invernoINTERNAL
Power Italia
Variabilità del prezzo Spot – Focus PUN
Andamento prezzi Spot mensile Variazione Min-Max mensile
€/MWh
€/MWh
1000
750
750
500
500
250
250
0 0
2018 2019 2020 2021 2022 2018 2019 2020 2021 2022
Prezzo PUN Range Min-Max Prezzo PUN Max-Min
Variabilità dei prezzi spot notevolmente aumentata nell’ultimo annoINTERNAL
Power Italia
Variabilità del prezzo Spot – Focus Zonali
50
€/MWh 20
€/MWh
Max-Min €/MWh
140
25 Spread zonale
15 (asse sx) (asse dx)
120
0
Zona NORD
10 100
-25
80
5
-50
60
0
-75 40 Elevata variabilità degli spread
-100 Spread zonale -5
20
06/10/2022
(PUN-P_zona)
Range Min-Max zonali con aumento del rischio
-125 -10 0
2502017 2018 2019 2020 2021 2022 202017 2018 2019 2020 2021 2022 350 associato per i produttori
€/MWh €/MWh
€/MWh
200 15 300
Zona SUD
250
150 10
200
100 5
150
50 0
100
0 -5 50
-50 -10 0Francesca Caracciolo Gianluca Marcelli Senior Trader Wholesale
INTERNAL
Overview mercato GO
Trend del prezzo e principali drivers
2021-2022 contango,
superata soglia
Anche durante fine 4€/MWh; da 2023
compliance molti backwardation
movimenti, complice
Alta volatilità per anche scoppio guerra
4
incertezza e possibile
Forte salita sostenuta speculazione
3,5 da forte domanda vs
3 Trend bullish trainato tensione offerta
da ripresa domanda
€/MWh
2,5
Trend lievemente
2
bearish per fine CY
1,5
1
0,5
Hydro 2021 Hydro 2022 Hydro 2023 Hydro 2024 Hydro 2025
0
Drammatica cortezza Hydro Incremento domanda ancora più Focus politiche «green» e
2022 accentuato post COVID mercato più consapevoleINTERNAL
Overview mercato GO
Sviluppo del mercato: focus offerta e domanda AIB
OFFERTA GO AIB
I
Hydro - 13% 243 TWh
667
733 S
588
286 S Wind + 25% 130 TWh
277 450
248 U
A Solar + 47% 27 TWh
339 +15% 390 +15% 447 +1% 450
N Biomass + 7% 40 TWh
C
2019 2020 2021 2022
GO emesse Gen-Lug GO emesse Ago-Dic E Altro + 20% 10 TWh
Gen-Lug22 vs Gen-Lug21
DOMANDA GO AIB
1° Paese per domanda
C Germania
(122 TWh,+21%)
651 A
611 588 576 1° Paese per velocità
110 121
137 N Spagna crescita (+119%, 17
C TWh).
-7% +10% +12% E Annullamenti +18%
501 467 514 576 Italia
L (69TWh cancellate vs
2019 2020 2021 2022 56TWh emesse).
GO annullate Gen-Lug GO annullate Ago-Dic
* Fonte dati AIB, volumi per anno di transazione.INTERNAL
Garanzie d’Origine
Principali novità e possibili impatti
Aumento Paesi
Dal 1 Aprile organizzatori di
2023 stop Aste unilaterali.
all’export GO Italia, Francia,
AIB in UK. Croazia, Portogallo, Armonizzazione
UK importatore Lussemburgo, regolamentazioni locali.
8 nuovi Paesi
netto di ca. 60 Ungheria, Slovacchia. Se in tutti i Paesi europei
Est Europa
presto in AIB. TWh EU GO. fosse possibile emettere
Sempre più Paesi GO anche da impianti
contribuiscono ai incentivati, aumento
Settembre 2022 emissioni.
volumi di domanda e 1° asta EPEX
offerta. multilaterale.
Nuovo canale per far
incontrare buyers e Aumento nuovi
sellers senza rischio progetti rinnovabili
Possibile inclusione
Da monitorare controparte. e PPA per
dal 1° Gennaio 2023
anche possibili raggiungimento target
nucleare e gas come
impatti sulla «green» e
GO rinnovabili, in
domanda se il indipendenza dal gas
qualità del loro ruolo
mercato energetico russo.
nella transizione
continua ad essere
energetica.
così teso.PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio Roberta Occhinegro Senior Trader Structuring Italia
INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Caratteristiche e tipologie
Fasi di negoziazione:
Pay as Produced:
PPA Volume Il volume totale ed il
profilo non sono
conosciuti
Impianto FRNP
Power in esercizio o in
costruzione
Sottostante
Fisica:
Purchase Natura del
contratto Enel è Utente del
Dispacciamento
Da 1 anno
Agreement a più di 10 anni
Durata
Indicizzato zonale
Fisso
Prezzo
Ibrido
FloorINTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Caratteristiche e tipologie
Fasi di negoziazione:
Pay as Produced:
PPA Volume Il volume totale ed il
profilo non sono
conosciuti
Impianto FRNP
Power in esercizio o in
costruzione
Sottostante
Valorizzazione &
Fisica:
Pricing
Purchase Natura del
contratto Enel è Utente del
Dispacciamento
Da 1 anno
Agreement a più di 10 anni
Durata
Indicizzato zonale
Fisso
Prezzo
Ibrido
FloorINTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di pricing
Prezzo Prezzo con
Prezzo Fisso
Indicizzato Floor
Il prezzo di un PPA è l’equivalente «non-standard» di
Sbilanciamento Sbilanciamento Sbilanciamento
un prezzo forward su prodotti standard. • Valore • Valore • Valore
• Rischio • Rischio • Rischio
La trasformazione da standard a non standard avviene Prezzo Forward Prezzo Forward
tramite: • Valore • Valore
• Rischio • Rischio
❑Identificazione del valore atteso del prodotto da CCT CCT
valorizzare • Valore
• Rischio
• Valore
• Rischio
❑Valutazione dei fattori di rischio che possono Profilo Profilo
• Valore • Valore
modificare il valore realizzato al momento della delivery. • Rischio • Rischio
Volume Volume
• Rischio • Rischio
Volatilità Mkt
Valore Prezzo Forward
Rischio
Atteso Contrattuale • Rischio
Liquidità Mkt
Forward
• Valore + RischioINTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Il rischio
Rischio = Incertezza
Il rischio è legato all’impossibilità di descrivere con sicurezza una situazione futura.
Mentre nella quotidianità il rischio ha solo accezione negativa, in matematica finanziaria non è così.
ESEMPIO:
Produttore firma un PPA a prezzo fisso → nessun rischio
Produttore firma un PPA con floor → il prezzo non è certo, quindi esiste rischio nel prezzo, ma l’unica incertezza è
quanto più alto rispetto al floor il prezzo sarà, quindi l’incertezza in questo caso è positiva.
Il rischio può essere:
Non valutare e/o gestire
✓ Valutato il rischio equivale a
✓ Gestito giocare una lotteria!INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Indicizzato: lo sbilanciamento
250,0 100%
222,2
90%
200,0 80%
70%
150,0 60%
110,6 50%
100,0 83,9 80,5 40%
30%
50,0 36,4 20%
10%
- 0%
MEDIA MEDIA gen-21 feb-21 mar-21 apr-21 mag-21 giu-21 lug-21 ago-21 set-21 ott-21 nov-21 dic-21 gen-22 feb-22 mar-22 apr-22 mag-22 giu-22 lug-22 ago-22
2021 2022
SPREAD DOWN SPREAD UP % SEGNI +
Sbilanciamenti: 2021 vs 2022
Aumento dello SPREAD DOWN durante il 2022 Valore del costo di sbilanciamento atteso più alto
Livello dello SPREAD UP nel 2022 simile al 2021
Percentuale di «Segno» particolarmente variabile Rischio nella valutazione dello sbilanciamento più altoINTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Fisso: il prezzo forward 500
400
Prezzo Forward Power IT [€/MWh] 300
700
200
600 100
0
500
400
300
200
100
Rischio fwd : valutazione e gestione
Liquidità:
0
gen-22 feb-22 mar-22 apr-22 mag-22 giu-22 lug-22 ago-22 una liquidità bassa nel mercato forward comporta costi di gestione più alti
a causa di:
Cal-23 Cal-24 Cal-25 ✓ Bid-Ask di mercato ampi;
✓ Rischio di non poter scambiare tutti i volumi a mercato.
➢ Andamento del prezzi in rialzo durante il 2022 con grande
reattività alle notizie
Volatilità:
➢ Molte fonti di incertezza → scarsa liquidità ed alta volatilità
conseguenze di una volatilità alta del mercato forward:
✓ rende più alta la valorizzazione del rischio;
✓ richiede che si proceda con la gestione a mercato in tempi brevi per
Il rischio nei mercati forward è particolarmente alto e la scelta più evitare che la componente «valore atteso» del prezzo forward cambi
adatta è quella della gestione attraverso copertura nei mercati. prima che l’operazione sia completata.INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Fisso: la componente zonale (CCT) 500
400
300
200
100
0
➢ Valore atteso delle CCT meno vicino alle
zero
➢ Valori più «estremi» rispetto a quelli
registrati in passato
➢ Differenza min-max molto più pronunciata
nell’ultimo periodo …INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Fisso: il profilo orario di produzione 500
400
300
Non esiste un valore atteso «di mercato» a livello orario.
200
100
La componente di valore atteso del profilo è il risultato di modelli e valutazioni aziendali. 0
Esempio:
Zona: PUN (per semplicità) Prezzo medio Cal-21: 125,46 €/MWh
Periodi valutati: Cal-21 Profilo solare Cal-21: 114,83 €/MWh Effetto profilo 2021: 10,63 €/MWh
Profilo: esempio di Fotovoltaico
Focus: 01/09/2022 vs 01/09/2021 Il rischio della componente
profilo è dato da:
Differenza percentuale
tra prezzo orario e giornaliero [%] ✓ Variazioni nel profilo di
produzione;
30%
20% ✓ Variazioni nel profilo orario
10% del prezzo spot.
0%
-10% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-20%
Non esistono prodotti nel mercato
-30%
standard che permettano la gestione
Prezzo orario spot 01/09/21 Prezzo orario spot 01/09/22 Differenza prezzo orario spot 22-21
2022 2021 di questo rischio.INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Fisso: il volume 500
400
300
Perché il rischio volume è una componente del rischio prezzo?
200
- Se il rischio del prezzo forward è gestito attraverso operazioni a mercato, 100
conoscere il volume che «probabilmente» sarà prodotto nel periodo è 0
fondamentale.
- Nel caso di impianti FRNP il rischio volume può essere parzialmente gestito
attraverso una proxy (sottostante diverso ma con comportamento simile).
Rischio volume: possibile gestione
Andamento mensile
350 7
Se si hanno a disposizione abbastanza dati storici, è possibile identificare una
300 6
relazione statisticamente significante tra la produzione dell’impianto e la fonte di
250 5
produzione.
200 4
150 3
Questa relazione è la base per la costruzione di una strategia di copertura che 100 2
prevede la sottoscrizione di Weather Derivatives. 50 1
0 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
irraggiamento (W/m²) produzione [GWh]INTERNAL
PPA: un'overview su valorizzazione e fattori di rischio
Componenti di Prezzo Fisso…dal punto di vista del produttore 500
400
Scenario 1: I prezzi aumentano a causa della guerra 300
200
L’aumento dei prezzi causa aumento nel prezzo forward e 100
conseguente aumento nel prezzo contrattuale. 0
(NOTA: non di pari valore)
L’incertezza provocata dalla guerra può portare ad una riduzione dei
volumi scambiati a mercato (liquidità), aumentando notevolmente la
componente di rischio del prezzo forward.
Scenario 2: Non ho a disposizione i dati di Scenario 3: Vorrei investire in altri impianti ma ho paura
produzione storica del mio impianto che il prezzo di mercato dell’energia scenda di nuovo ai
livelli del 2020.
…Posso comunque ricevere una quotazione Posso bloccare il prezzo di vendita dell’energia agli attuale prezzi
adeguata al valore dell’energia prodotta! di mercato anche per orizzonti temporali più lunghi (esempio 10
anni), annullando la mia esposizione al rischio dei mercati
energetici.
Senza dati storici, l’analisi sul valore del profilo di Il prezzo forward per l’energia nei prossimi anni è in backwardation
produzione e sui rischi legati a profilo e volume non (prezzi futuri più bassi dei prezzi più vicini ad oggi), inoltre la
può essere effettuata specificatamente sull’impianto, liquidità di mercato è inferiore rispetto al mercato di delivery più
aumentando l’incertezza ad essa connessa. vicine.Overview prodotti: soluzioni per le esigenze di copertura Livio Filippo Colasanto Head of Global Origination & Merchant Lines Serena Morello Head of Origination & Merchant Lines Italia
INTERNAL
Incertezza dei mercati
Come possiamo difenderci?
Volatilità estrema Incertezza contesto internazionale
Come ci difendiamo?INTERNAL
Overview prodotti
Soluzioni per le esigenze di copertura
Opzioni
Power Purchase
Agreement Soluzioni
per le
esigenze
Forward
Futures
di copertura
Prodotti
Strutturati
Prodotti GreenINTERNAL
Coperture finanziarie
Swap
1. Acquisto SWAP
Immaginiamo di aver un contratto di acquisto fisico esposto all’andamento del PUN.
In condizioni di volatilità estrema cosa
possiamo fare per mettere un cap al
prezzo di acquisto?
SWAP: fissiamo il nostro prezzo su un orizzonte temporale predefinito nel momento che preferiamo.
Certezza del limite di prezzo che andremo a pagare. No possibilità di approfittare di eventuali
discese.
Operazione finanziaria con flussi separati rispetto all’acquisto fisico.INTERNAL
Coperture finanziarie
Opzioni mensili asiatiche
2. Acquisto opzione asiatica Call
P&L
(€/MWh) Opzione Asiatica Call Ago-22 P&L
CALL+ expo. nativa Ago-22
80 (€/MWh)
10
60
0
291 301 311 321 331 341 351 361 371 381 391 401 411 421 431 40 Sottostante
-10 (€/MWh)
20
-20
0
-30 259269279289299309319329339349359369379389399409419429
-20
-40 Sottostante
(€/MWh)
-40
-50
-60
-60
-80
-70
-Ci copriamo dal movimento rialzista dei prezzi a fronte del pagamento di un premio.
-Il premio rappresenta quanto siamo disposti a pagare al massimo per beneficiare di un doppio vantaggio:
1.Conoscere a priori il prezzo massimo a cui andremo a comprare
2. Beneficiare di una eventuale discesa dei prezzi.INTERNAL
Coperture finanziarie
Opzioni mensili asiatiche
2. Zero cost collar
P&L P&L
Zero-cost Collar
(€/MWh)
(€/MWh) Zero cost Collar + expo.nativa
80
Ago-22
60
20
40
20 10
0
0
259269279289299309319329339349359369379389399409419429439449459
-20 281 291 301 311 321 331 341 351 361 371 381 391 401 411 421
-10 Sottostante
-40
Sottostante (€/MWh)
-60 -20
(€/MWh)
-80
-30
-100
-120 -40
Compriamo una call asiatica e vendiamo una put asiatica con Strike call>Strike Put
- Ci proteggiamo da movimenti estremi del mercato
- Con la vendita della PUT finanziamo l’acquisto della call: risparmio sul premio.
- Non beneficiamo da discese del prezzo sotto lo strike della putINTERNAL
Coperture fisiche
Opzioni europee
1. Acquisto opzione europea Call
Immaginiamo di dover stipulare un contratto di copertura fisica con opzione call europea (fisica).
Ci copriamo dal movimento rialzista dei prezzi a fronte del pagamento di un premio.
A scadenza dell’opzione possiamo esercitare se P Forward > Pstrike o non esercitare in caso in cui
PstrikeINTERNAL
Caso reale ed hp di mercato ribassista
Opzioni europee
Agosto 2022 Consuntivo@534,15€/MWh
delivery Agosto reale 534,15
Risparmio
Prezzo di rispetto al
QUOTAZIONE ago-22 del 01/07 @
600 acquisto effettivo non aver
375 (€/MWh) coperto
550 (€/MWh)
500 no copertura 534,15 0
coperti con uno swap 375 159,15
450
opzione asiatica (premio pari a 55 €/MWh) 430 104,15
400 opzione europea europea (premio pari a 48
423 111,15
350 €/MWh)
zero-cost (CALL 30 OTM) 405 129,15
300
250
Risparmio
200 Esercizio in cui il mercato fosse Prezzo di rispetto al
150 sceso (215€/MWH) invece che acquisto effettivo non aver
(€/MWh) coperto
100 salito (€/MWh)
50 no copertura 215,85 0
0 coperti con uno swap 375 -159,15
opzione asiatica (premio pari a 55 €/MWh) 270,85 -55
opzione europea europea (premio pari a 48
263,85 -48
€/MWh)
zero-cost (CALL 30 OTM) 360,67 -144,82
Forward PreconsuntivoINTERNAL
Global Trading Portal: un progetto in
continua evoluzione
Stefania Nese
Head of Business Improvement Italia
Presentation footer 10PT grey. Please add the relevant country to the footer.
06/10/2022 39INTERNAL
A digital open door to collect solutions for anyone
globaltrading.enel.com
An ECOSYSTEM to
NEW
CUSTOMERS generate SHARED CHALLENGES
VALUE and be
competitive in the long
term
INTERNATIONAL
NETWORKS DATA MARKET
40Global Trading Portal: Continouos Improvement
Il nostro viaggio
2022
Credit&Contract PPA
Area per la gestione dei
2020-2021 documenti relativi ai
Pricer e BO section contratti PPA e una
sezione dedicata
2019-2020 Sviluppo del tool di all’esposizione credito
Customer Portal e My Portfolio pricing automatico per delle controparti
2018
Lancio del Market Place per la impianti fotovoltaici e
Lancio GT chiusura di transazioni bilaterali nel digitalizzazione delle
Portal mercato Power& Gas Italia&GO e del attività di settlement ed
Portfolio Management per invoicing
produttori da fonti rinnovabili con cui
abbiamo attivo un Power Purchase
Agreement (PPA).Global Trading Portal: Nuove funzionalità
Customer Portal & Market Overview: nuovo Instrument TTF & nuovi dati di mercato: EnExGroup
❑ Customer Portal: TTF fisico tradabile da Ottobre 2022 ❑ Market Overview: Prezzi e Volumi Day-ahead e Intraday del
❑ Delivery disponibili: DA, WE, fino a M+3, fino a Q+3, mercato elettrico ellenico disponibili dal 1 Ottobre 2022
Win e Sum. ❑ Abilitazione su richiesta a gtportal.info@enel.com
Market Driver: Greece Short-term Power
Day-ahed Market Cleaning PriceGlobal Trading Portal: Nuove funzionalità
Il mio Portfolio: Document Management
Area documentale:
Check list: elenco esaustivo delle
Nuova sezione del Portale pensata per le nostre controparti tipologie di documenti richiesti per
rinnovabiliste attraverso la quale gestire in maniera semplice e dinamica la finalizzazione del contratto PPA
le nostre comunicazioni .
Gestione centralizzata: area
DOCUMENT privata in cui caricare tutta la
DASHBOARD
documentazione richiesta
Contract
Attachements Template: possibilità di scaricare
direttamente i template della
documentazione richiesta dall’area
privata
Controllo documentale :
conferma tramite Portale della
correttezza dei documenti caricati
e notifica via email in caso di
documenti mancantiGlobal Trading Portal: Nuove funzionalità
Nuova dashboard Credito
Sezione Credito:
Nuova sezione del Portale pensata per le nostre controparti che hanno accesso al Customer Portal attraverso
la quale possono visualizzare in autonomia i limiti residui creditizi per operare attraverso la nostra piattaforma.
Riservatezza: ogni controparte ha
accesso esclusivo alla sua area riservata
Near Real Time: le posizioni visualizzate
riportano le esposizioni residue al D-1
Gestione centralizzata: area privata in
cui visualizzare la linea credito residua
con una granularità mensile
Informazioni aggiuntive: possibilità di
visualizzare nella propria dashboard
informazioni relative ai MA firmati e le
relative commodity tradabili sul CPGlobal Trading Portal: Nuove funzionalità
Nuovi sviluppi: un progetto in continua evoluzione
...ed il nostro percorso insieme
continua!
non smettiamo mai di cercare
opportunità di miglioramento.Principali trend innovativi sul mercato
Wholesale ed Energy Management
Innovation
Marco Favarato trends
Innovability Global Energy & Commodity Management
27/09/2022
Head of Innovability Global Energy &
Commodity ManagementINTERNAL
Possibile scenario 2050
New type of power capacity
Flexible baseload
New type of power capacity Nuclear
Energy storage Geothermal
CCS
Electrochemical
Thermal
Reducing need for power capacity
Mechanical
Grid technology
Chemical
• Dynamic line rating
• New conductors and
transformers
Reducing need for power capacity
Reducing need for power capacity
Grid technology
Demand side flexibility
• Inertia measurement
• Vehicle to grid charging
• Equipment monitoring
• Smarter electric panels
• Equipment for energy
shifting Source: BNEFINTERNAL
Mercato Elettrico
Cambi strutturali che influenzeranno il mercato energetico
Mercati Accesso Diretto Mercati Intelligenza
al Mercato Artificiale Greenification Data Analytics
Decentralizzati interconnessi
I mercati energetici I differenti player I mercati L’intelligenza Digitalizzare e
Appariranno nuove
del futuro saranno del mercato energetici artificiale sarà analizzare i dati per
commodities come
digitali, intelligenti, energetico saranno sempre caratteristica gestire al meglio ed
biofuels, idrogeno
interconnessi e (principalmente maggiormente principale dei ottimizzare i mercati
verde e vi sarà un
decentralizzati con real time) interconnessi e marcati energetici sarà fondamentale
rapido roll-out degli
sistemi di auto avranno facile globali del futuro per i player del
impianti rinnovabili
bilanciamento, con accesso al mercato
diversi attori oggi non mercato
presenti
I mercati energetici del futuro cambieranno ed evolveranno, gli sviluppi tecnologici avranno un ruolo fondamentaleINTERNAL
Macro trends
Principali trends individuati in base a indagini di mercato, start up create e funding di capitale
DISTRIBUTED DEMAND SIDE
RENEWABLES ENERGY MANAGEMENT
RESOURCES
INTERNET OF
ENERGY ELECTRIC
VEHICLES
ENERGY AS A QUANTUM
SERVICE COMPUTING ENERGY
STORAGE
BLOCKCHAIN
POWER TO X
I principali trends del futuro abiliteranno il mercato fisico e finanziario verso un contesto digitale, smart,
decentralizzato e di auto bilanciamentoINTERNAL
Macro trends
Principali trends e maturità (1/2)
Tecnologia Blockchains permette
di strutturare e distribuire in
EaaS esplora nuovi mercati transazioni digitali,
Ricerca di nuovi materiali, micro da vendita di energia elettrica automatizzando l’ esecuzione di
rinnovabile e servizi come a vendita di servizi come smart contract. Esempi:
forecasting, sistemi di controllo management dei consumi, Certificazione energia verde, grid
e manutenzione predittiva, … ottimizzazione della management, peer to peer ,
produzione, … eDefi,…
INTERNET ENERGY
OF ENERGY STORAGE
RENEWA 20% ENERGY 8%
BLES AS A BLOCK
35 % SERVICE CHAIN
10% 8%
IoE implementa il controllo
smart distribuito attraverso Energy storage abilitazione alla
energia elettrica. accumulazione di energia. Nuove
Smart sensor, smart meter, realtà oltre a quella chimica stanno
power load monitoring, … nascendo. Batterie gravitazionali,
meccaniche, termiche, …INTERNAL
Macro trends
Principali trends e maturità (2/2)
Distributed Energy Resources, trend su Quantum computing è la frontiera di elevate Power-to-X si riferisce alle differenti
creazione di piccole/medie isole di performance dei computer che usano principi possibilita di convertire il surplus di
energia distribuita interconnessa di meccanica quantisitca per manipolare energia in altri prodotti, processi.
localmente in modo tale da evitare e/o elevate quantità di dati al fine di risolvere Alcuni esempi e power to gas, green
ridurre la connessione alla rete. calcoli complessi. Potranno essere usati per hydrogen, biofuels,…
grid management, ptf optimization, machine
learning, …
.
DEMAND ELECTRIC
DISTRIB.
SIDE MGT VEHICLES
5% 3%
ENERGY QUANTUM POWER TO
RESOUR COMPUTING X
6% 3% 2%
Demand Side Management: aggregare, Integrazione veicoli elettrici nel sitema
razionalizzare e controllare la domanda elettrico. Smart changing and EV
di energia elettrica al fine di ottimizzare il management con i sistemi elettrici di rete
Sistema. Smart demand response, virtual è una delle sfide del futuro
unit management, demand predictionINTERNAL
Macro trends
Start up e soluzioni presenti sul mercato
VERY SMALL MEDIUM LARGE VERY
SMALL LARGE
Renewables
Internet of Energy
Distributed Energy Resources
Quantum Computing
Electric Vehicles
Energy as a Service
Blockchain
Energy Storage (ex. chemical)
Power to X
Demand side managementINTERNAL
Macro trends
Overview dove sono e potenzialità di mercato
New markets
• Quantum computing
• Demand Side Mgt
• Internet of
Energy • Distributed Energy
Resources
WHERE TO PLAY
• Energy-as-
• Energy Storage a-service
• EV
Existing markets
• Renewables • Power To X • Blockchain
Use existing product and assets HOW TO WIN Develop new products & assetsTransizione energetica: regulatory trends
e market design
Transizione energetica: regulatory trends
eAlberto
market design
Gallucci
Head ofGallucci
Alberto Relevant Regulatory Issues Energy &
Commodity
Head of RelevantManagement Italy
Regulatory Issues – Energy & Commodity Management ItalyINTERNAL
Transizione Energetica: un nuovo paradigma
Transizione Energetica
Passato Presente Futuro
- Significativa penetrazione degli
- Massiva penetrazione degli
impianti rinnovabili e della
Generazione centralizzata, impianti RES e della GD**
generazione distribuita
Contesto «prevedibile» e di notevole
Tecnologico dimensione - Sviluppo nuove tecnologie:
- Contrazione contributo
accumuli, DSR*, V2G**
impianti fossili/decommissiong
*Demand Side Response **Vehicle to grid ***Generazione DistribuitaINTERNAL
Nuovi target Europei e nazionali al 2030
Target Target Target
«Clean Energy «Fit for 55» «REPowerEU»
Package»
Riduzione
Gas serra
-40% -55%
Rinnovabili
32% 40% 45%
FER-E >65%
Efficienza
Energetica
-32,5% -39%INTERNAL
Target Capacità Rinnovabile & Accumuli@2030
Scenario Terna «FIT for 55»1 vs PNIEC
Needs fonti rinnovabili Needs accumuli
+31 +4
102 +10 22 3
+39
27 GW 18
GW 71
19
32 8
75
11 52
21
2020
1 2030 PNIEC
2 2030 3FF551 2020 2030 PNIEC 2030 FF551
Penetrazione
RES 38% 55% ~65%2
1) Scenario «Fit for 55» del Documento di Descrizione degli Scenari 2022 predisposto congiuntamente da Terna e Snam e pubblicato il 1/8/2022
2) 239 TWh di produzione RES complessiva, rispetto a un fabbisogno di 366 TWh
3) Terna nello scenario FF55 stima un fabbisogno aggiuntivo rispetto a oggi di 95 GWh così suddiviso: 16 GWh distribuiti (corrispondenti a circa 4 GW), 8 GWh già contrattualizzati nel Capacity Market (≈2 GW), 71 GWh di
grande taglia (E/P=8h, corrispondenti a circa 9 GW)INTERNAL
Appunti di market design…
Cosa serve e come ottenerlo
Cosa serve Come ottenerlo
❑ Risoluzione criticità autorizzative
Sbloccare investimenti massivi in RES
e Tecnologie a supporto (SdA, ecc) Nelle ore con riduzione produzione FRNP aumenta ripidità carico
❑ Sviluppo mercati LT (asset capital intensive)
residuo serale
❑ Accelerazione percorso «TIDE»1 per abilitazione al MSD «nuove» risorse
❑ Introduzione segmenti
Nelle ore con riduzione a termine
produzione FRNPsu MSD ripidità
aumenta (assetcarico
capital intensive)
residuo serale
Integrare le RES nella rete e nel ❑ Sviluppo Reti
mercato
❑ Soluzioni / mercati di Time Shift: «avvicinare» i profili RES alle esigenze di
rete e di copertura della domanda
❑ Ottimizzazione del Capacity Market
La Regolazione Europea (vari pacchetti Energia, incluso il Clean Energy Package) sinora si è concentrata
prevalentemente sui mercati spot, “trascurando” i mercati a termine
1) Percorso di riforma del Dispacciamento Elettrico, avviato da ARERA con il documento di consultazione 322/2019 del 23/7/2019, che si concluderà con l’implementazione di un «Testo Integrato del Dispacciamento
Elettrico» (TIDE)INTERNAL
La “voce” dei Policy Makers europei…
…un cambio di rotta?
Segnali di apertura vs mercati a termine (vs view storicamente concentrata unicamente su mercati
/ segnali di prezzo spot), quali strumento per favorire investimenti pro decarbonizzazione…
❑ Market Design Assessment1 sottolinea rilevanza mercati a termine e necessità di rafforzarli e
incrementarne liquidità…
❑ …enfatizza il ruolo dei PPA ai fini del raggiungimento dei target di decarbonizzazione…
❑ …evidenzia opportunità di disegnare aste che massimizzino il valore2 per il sistema (vs attuale
massimizzazione volume immesso) della generazione RES («Time Shift»)…
❑ … spinge sull’apertura del mercato dei servizi rimuovendo le barriere tecnico/regolatorie, in
continuità con Clean Energy Package e Balancing Network Code…
❑ …invita alla prudenza nel valutare l’introduzione di misure «interventiste» per affrontare la crisi dei
prezzi, in quanto possono mettere a repentaglio il raggiungimento dei target di decarbonizzazione
❑ …è critico in merito ad efficacia ed efficienza di un eventuale passaggio al Pay As Bid sul MGP
(1) ACER’s Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design (predisposto ai sensi della Comunicazione CE «Toolbox» di ottobre 2021 e pubblicato il 29/4/2022)
(2) Ossia massimizzando la produzione «quando» e «dove» è maggiormente pregiata per il sistema (riducendo così azioni di curtailment e congestioni di rete); cfr par. 4.4.2 dell’ACER AssessmentINTERNAL
La “voce” dei Policy Makers europei…ed italiani…
…un cambio di rotta?
❑ Market Design Communication1 (REPowerEu Plan) individua nello sviluppo delle RES, nei PPA
long term, nel risparmio energetico e nella demand response strumenti idonei a stabilizzare i
prezzi e a mitigare a l’attuale crisi…
❑ ….tuttavia estende la possibilità di applicare le misure di «breve periodo» (come il Clawback) al
prossimo inverno gas
❑ Nel Parere sul DM FERII2 enfatizza i vantaggi dei CFD a 2 vie in termini non solo di stabilizzazione
dei ricavi per gli investitori ma anche di contenimento della bolletta energetica dei clienti finali…
❑ …e propone di introdurre un segnale di prezzo (per il momento limitato ai soli impianti
programmabili) che induca il produttore a spostare la produzione nelle ore in cui vi è maggiore
necessità ed il prezzo di mercato è più elevato («Time Shift»)
❑ In un recente documento di consultazione3 evidenzia l’incapacità del mercato energy only nell’attrarre
investimenti capital intensive, e la conseguente necessità di disegnare un mercato a termine
❑ Nel Documento Descrizione Scenari 2022 apre all’introduzione di un segmento a termine sul MSD
(1) Comunicazione CE 2022/236 “Short-Term Energy Market Interventions and Long Term Improvements to the Electricity Market Design – a course of action” (nell’ambito della Comunicazione 2022/230 «REPowerEU
Plan» del 18/5/2022)
2) Parere 387/2022/I/efr del 2/8/2022
3) DCO 393/2022/R/eel del 2/8/2022 “Criteri e condizioni per il sistema di approvvigionamento a termine di capacità di stoccaggio elettrico“INTERNAL
Proviamo a leggere…tra le righe
alcune chiavi di lettura
❑ Tutti i policy makers, sia a livello europeo che italiano, convergono
ormai sulla necessità di affiancare all’attuale mercato spot segmenti
«a termine» per sostenere gli investimenti delle Rinnovabili e degli
asset ad esse complementari…
❑ …e di rivedere in modo organico e strutturale il Market Design per
renderlo «energy transition fit»
❑ Nell’attuale contesto di crisi la Commissione Europea e i singoli Stati
Membri sono alle prese con un difficile trade off tra misure
interventiste, di breve periodo, spesso distorsive e la progettazione di
un market design resiliente, organico, stabile e di lungo termine, in
grado di attrarre gli investimenti necessari per raggiungere i target di
decarbonizzazioneINTERNAL
Appunti di market design – Sviluppo Rinnovabili
Possibili ricette
Obiettivi Possibili «ricette»
❑ Favorire i PPA, rimuovendo le barriere ❑ Piattaforme PPA con gestione centralizzata delle garanzie
che ne ostacolano lo sviluppo (marginazione, ecc) e del settlement, per mitigare onerosità collaterals
❑ Integrare le RES nelle reti e nei mercati ❑ Consentire su PPA e Aste GSE lo scambio (su base volontaria) di
prodotti «profilati», e implementare mercati e piattaforme di «time shift»
❑ Abilitare «nuove» risorse (RES, SdA, DSR, V2G,…) al MSD,
prevedendo una partecipazione il più possibile «user friendly»
❑ Garantire raggiungimento target ❑ Trade off tra strumenti «centralizzati» (aste FER) e «decentralizzati»
RES…senza rinunciare al «mercato» (PPA) → a tendere prioritizzare il mercato (PPA) e utilizzare le Aste
come strumenti di «compensazione» dei gap vs target
La contrattualizzazione a termine delle Rinnovabili consentirà un efficace decoupling dei prezzi dell’energia
elettrica rispetto al gas…in modo più efficiente rispetto a soluzioni più disruptive e tecnicamente complesse
proposte ultimamente da alcuni Stakeholders e in ambito accademico (Pay As Bid, DAM Split, ecc.)INTERNAL Dove siamo oggi …
INTERNAL Dove dobbiamo arrivare?
Q&A Q&A
Q&A GRAZIE!
Puoi anche leggere
