Il Mercato energetico tra cambiamenti e driver di riferimento - Mercoledì, 07 Ottobre 2020
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Il Mercato energetico tra
cambiamenti e driver di riferimento
Mercoledì, 07 Ottobre 2020
Il Mercato energetico tra
cambiamenti e driver di riferimento
Agenda:
o Benvenuto & Agenda
o Fattori di cambiamento e orientamento del mercato GO
o Overview Power & Gas
o Introduzione
o Mercati Energia e Servizi – Fondamentali ed Evidenze
o Focus Mercato MI e Sbilanciamenti
o Conclusioni e Q&A
o Trading game
Garanzie d’Origine
Sviluppo del mercato: domanda e offerta GO vs consumo elettrico
Andamento volumi GO e domanda elettrica, TWh
800 2.350
La domanda
2.320
Crescita costante 600 elettrica europea
di domanda e rimane invece
2.290
offerta delle GO, costante, anzi negli
400
più del 10% per anno. 707 ultimi anni è in lieve
653 614 2.260
556 540 riduzione.
497 486
200 366 335 394 349 370 2.230
- 2.200
2014 2015 2016 2017 2018 2019
Domanda EU energia (asse dx) Emissione (asse sn) Cancellazione (asse sn)
*Fonte: AIB per dati di Emissione e Cancellazione; Eurostat per domanda elettrica europea.
Garanzie d’Origine
Un contesto europeo: principali Operatori e novità del mercato
2019 Emissione & Cancellazione, % Le principali evidenze:
Slovenia
Sweden Norvegia principale Produttore
Serbia
Norway
1 Hydro.
Netherlands
Luxembourg
Lithuania Germania Paese con la domanda
Italy 2 verde più alta in Europa.
Iceland
Ireland
Cancellazione
Croatia Nuovi Paesi in AIB: nel 2019
Greece Emissione
France 3 Grecia, Serbia e Slovacchia e nel
Finland 2020 Portogallo.
Spain
Estonia
Denmark Introdotte ASTE dal 2019 anche
Germany 4 Francia e Croazia.
Czech Republic
Cyprus
Switzerland
Obbligo full consumption
Belgium
Austria
5 disclosure in Svizzera, Austria e
0% 4% 8% 12% 16% 20% Olanda.
*Fonte: Association of Iussing Bodies (AIB).
Garanzie d’Origine
Lo scenario di prezzo: quando e cosa è cambiato
Andamento prezzo GO, €/MWh
2,5
2
Clima secco e caldo in tutta
Europa.
1,5 Poca trasparenza del
mercato.
1 Aste GSE e sessioni GME
unico riferimento
istituzionale del mercato.
0,5
Possibili azioni speculative
o cartelli da parte di alcuni
0
Produttori.
Hydro 2020 Hydro 2021 Hydro 2022
*Fonte: Report principali broker GO di riferimento.
Garanzie d’Origine
I prodotti «a premio»
GO UK eligible GO Locali GO da PPA
• FIT: Impianti con COD • GO provenienti da specifiche • Contratto full off take: as
>Apr2010 e capacità Apr2015. pluriennali. prodotta.
• COMBO: Impianti con COD • Legati a specifico impianto.
>Apr2015 e capacità
Garanzie d’Origine
…Quali prospettive per il prezzo?
• Nuovi Paesi in AIB
• Fine incentivi rinnovabili
• Brexit
• Andamento domanda elettrica
.
• Aspetto Regolatorio
• Velocità raggiungimento target
Italian Market: Power & Gas Overview
Commodity prices in 2020: products with delivery in 2021
1,3
1,2
1,2
1,1
1,1
1
1
0,9
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
0,5
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
0,5
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
CoalCoal Power
API2API2
[$/MT] ITPower
[$/MT][€/MWh]
Power
ITIT
[€/MWh]
Power
[€/MWh]
IT [€/MWh]
Gas PSV [€/MWh]
Gas PSV
Gas PSV
CO2
[€/MWh]
[€/MWh]
[€/MT]CO2 [€/MT]
CO2
ICE [€/MT]
Brent [$/bbl]
Italian Market: Power & Gas Overview
Correlazione storica a 200 periodi del Power Italia vs
PSV Coal Brent
85% 85% 4% -10%
60% 40% 60% 17%
CAL 18 nel 2017
Italian Market: Power & Gas Overview
Correlazione Gas tra Power Italia nel 2020 (20 periodi)
1
Correlazione @ 95%
max 95%
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
@ 60%
@ 55%
0,4Italian Market: Power & Gas Overview
Market drivers
Focus Nucleare EDF Evoluzione mercato CO2
Produzione media mensile nucleare Francia
55.000
50.000
45.000
MW
40.000
35.000
30.000
25.000
gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic
In contesto di forte crisi economica,
Min-Max 2017-2019 2020 2019
correlazione tra CO2 e Borse Europee
DAX @ ~60%Italian Market: Power & Gas Overview
Gas prices in 2020: global links
1,6
Uragano
Laura
1,4 - USA -
Spread TTF – HH < 0 €/MWh
1,2
1
0,8
0,6
0,4 Manutenzione
Gorgon (LNG)
Covid Covid
0,2 - Asia -
- Asia - - Eu -
0
gen-20 feb-20 mar-20 apr-20 mag-20 mag-20 giu-20 lug-20 ago-20
gen-20 feb-20 mar-20 apr-20 mag-20
JKM TTF mag-20Henry Hub giu-20 lug-20 ago-20
• Europa ed Asia concorrono per • Hub EU ed Asia devono riconoscere un
acquisire i carichi LNG USA premio su Hub USA per attrarre carichi LNGItalian Market: Power & Gas Overview
Next key drivers
COVID - 19 NUKE FR – Disponibilità
Evoluzione pandemia mondiale Attenzione a rientri di reattori
Potenziale impatto di un nuovo lockdown su disponibilità
prevista
POLICY DEVELOPMENTS CINA
Nel mese di ottobre appuntamenti del Parlamento EU su tematiche Import idi carbone in riduzione per restrizioni
Ambientali governative.
EU Council meeting il 15-16/10: deadline per Brexit agreement Attesa nel Q4-2020 per la possibile apertura ad un
maggiore import su scala globale
Stoccaggi Gas Ucraina NUOVE INFRASTRUTTURE
Raggiunto livello di riempimento record ( ~40 % YoY) grazie ad PIPELINE GAS:
incentivi governativi. NORDSTREAM 2: esercizio dichiarato dal Q2/2021
Regole poco chiare ed elemento di novità, generano incertezza TAP: pieno regime previsto Q1/2021
sulla gestione invernale di questo asset.
LINEE Interconnessione:
1200 MW IT-FR di cui primi 600MW dal 01/2021Introduzione
1 Fondamentali di Mercato e Valore del Mercato MGP
2 Evidenze del Mercato MSD
3 Cenni al Mercato Continuo (caso Iberia) e al Capacity Market
4 Focus mercato MI e sbilanciamenti
14(1) Contendibile = Domanda 100% - Import - Autoprod.- Rinnovabile
1 (2)
(escluso idro) - Termo non competitivo
Marginalità per tecnologia pesata su alfa zonali di fabbisogno MGP
Evoluzione contendibile e drivers di valore MGP
H1 2020 vs PY
(1)
Domanda Italia [TWh] Import [TWh] Termo NC e Rinnovabile [TWh] Contendibile [TWh]
- 14,1 - 5,2 - 0,1 - 8,5
(2)
PUN [€/MWh] Market Share MGP [%] Marginalità sul PUN [%]
- 20,0 % 2020 (2019)
26% 19% +7% Rinnovabili
7%
+7% Import
15% 18%
6% -12% Carbone
54% 57%
-3% CCGT
Rinnovabile tot: H1 2020 H1 2019
38% (33%)Consumi Settoriali
1 Business EE Residenziali EE
14%
Focus Domanda MGP
8%
1%
Confronto 2020 – 2019 (21 Feb – 6 Ott) -14% -15%
-10%
-26%
-29%
Mar Apr Mag Giu
Zone Rosse 1° DPCM 2° DPCM 3° DPCM Fase 2 Fase 3
Media Totale 21/02 - 09/03 10/03 - 11/03 12/03 - 22/03 23/03 - 03/05 04/05 - 02/06 dal 03/06
0,0 0%
-2% -0,4 -2,6 -4,0 -2,6 -2,7 -1,6 -0,4 -0,8 -0,1 -15,3
-3% -2,0
-5%
-5% -4,0
-3% -3%
-6,0 -5% -5% -2% -10%
-8% -8,0 -8%
-11% -11% -11% -15%
-11% -10,0
-13% -12,0
-17% -20%
-14,0
-16,0 Cum [TWh] Var % media -25%
-19% -18,0 -30%
Focus Settembre-Ottobre GWh
0% 0
-5% -6% -7% -6% -7% -5% -3% -4% -5% -3% -3% -3% -2% -2% -4% -3% -3% -3% -3% -3% -3% -3% -3% -2% -2% -2% -3% -3% -4% -4% -3% -4% -3% -4% -2% -3% -3% -20
-10%
-15% -40
-20% -60
-25% -80
-30%
-35% -100
-40% -120
162
Volumi e Sistema MSD
H1 2020
Volumi Prezzi
151 151
10,2
8,9
-12
-10,1 -26
-11,5
2019 2020 2019 2020
Sell Sistema Buy Sistema Prezzo Sell Prezzo Buy
Vendite di sistema in aumento a fronte di necessità Prezzi in vendita in linea con 2019
per regolazioni di tensione Prezzo buy in riduzione a fronte della riduzione costo
Acquisti in aumento per creazione spazio alle risorse gas
chiamate per tensioneFase 1 Fase 2 Fase 3
3
Delta
Evoluzione profilo domanda Fabb MGP
-5%
20 Vs 19 -11%
ed esigenze mercato MSD -19%
Profilo Domanda - Fase 1 Profilo Domanda - Fase 2 Profilo Domanda - Fase 3
TWh/d 60 GW 15 60 15
60 GW 15 TWh/d GW TWh/d
50 10 50 10 50 10
1,0 0,9 1,0
40 5 40 5 40 5
30 - 30 - 30 -
0,8 0,8 0,9
20 -5 20 -5 20 -5
10 -10 0,7 10 -10 10 -10
- -15 - -15 - -15
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Delta 2° Modifica
Feriale Fase2 Feriale STD
Riduzione
Feriale STD Feriale Fase1 picco/1°picco profilo orario Feriale Fase3 Feriale STD
Δ Fase2 vs STD
picco serale
Weekend STD Δ Fase1 vs STD >120% a 3 picchi Δ Fase3 vs STD
Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 1 Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 2 Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 3
MzSUD
Ex-ante SUD NORD
Ex-ante NORD MzSUD
Ex-ante SUD NORD
Ex-ante NORD MzSUD
Ex-ante SUD NORD
Ex-ante NORD
+35% +70% +45% +5% +30% -65%
29 9
29 24 23
22 8 18
5 20 7
8
2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020
SUD: aumento volumi per maggiori esigenze regolazione tensione a SUD: volume iso fase 1, SUD: volume e incremento vs 2019 in riduzione rispetto a fasi 1-2
fronte di riduzione fabbisogno NORD: riduzione volumi a causa di minori necessità di riserva a
NORD: aumento volumi per maggiori esigenze regolazione tensione NORD: in linea a 2019. Volumi dovuti a regolazione tensione anziché salire non compensate da chiamate per regolazione tensione
anziché riserva a salire riserva a salire (minore fabbisogno) (aumento fabbisogno)Prezzi XBID 2020 giornalieri, Max, Min medio Vs MGP (€/MWh) - SPAGNA
3
Il Mercato Intraday Continuo (MIC)
Il caso del mercato Iberico (Spagna+Portogallo)
Trading
limitato ai
6 aste Intraday periodi tra due Trading continuo su 24 h
aste
Vendite MSD (GWh)
SPAGNA
Vendite MIC (GWh)
SPAGNA
Acquisti MIC (GWh)
SPAGNA
Acquisti MSD (GWh)
SPAGNA
Apertura mercato
@ 3 p.m.3
Prime evidenze dal caso MIC Iberia
Potenziali benefici e attenzione al market design europeo
Favorisce la penetrazione
…Promuove efficienza di …in uno scenario
RES evitando energia di
costo… più incerto
bilanciamento…
Aumento RES e aggiustamenti di
produzione molto vicini alla gate closure Eventi imprevisti di inversion dei flussi
Coupling con i MIC europei alle frontiere (SPA-FRA)
Mancato increment volume Competizione di costo con i paesi esteri e
bilanciamento (eliminaione del “Mercado possibile modifica in tempo reale dei Necessità da parte dei TSO di rivedere le
de Potencia adicional a subir”) e flussi alle frontiere procedure per gestire in sicurezza le
proprie infrastrutture di rete
Effetto trascurabile sui prezzi MSD
Riduzione dei costi di dispacciamento Revisione da parte delle autorità di
a livello europeo con introduzione di regolamentazione delle regole e della
XBID come fattore abilitante allo alcune incertezze per I TSO’s struttura del mercato per tenere
sviluppo RES atteso in Iberia adeguatamente conto delle
(90 GW nel 2030) inefficienze strutturali dei sistemi
elettrici europei4
Il parco impianti rinnovabili non programmabili
Enel Green Power
Enel Green Power gestisce impianti da fonte rinnovabile
di tutte le tecnologie in tutto il mondo. L’esperienza
consolidata su un’ampia varietà tecnologica e
territoriale consente una corretta gestione degli impianti
in tutte le condizioni operative e di condizioni ambientali.
Hydro River: Numero impianti 297 Photovoltaic: Numero impianti 48
Potenza installata 1570 MW Potenza installata 121 MW
Wind: Numero impianti 61 Geothermal: Numero impianti 34
Potenza installata 952 MW Potenza installata 761 MW4
Evoluzione regolatoria : dalla 111/06 alla 121/20
01/01/13 24/07/13 22/10/13 20/07/14 24/10/14 01/01/15 29/12/16 09/06/17 07/04/20
28/07/16
ARERAI: ARERA: ARERA: ARERA: ARERA: ARERA: ARERA: ARERA: ARERA:
ARERA:
Ricorso al CdS Del. 419/17 Del. 121/20
Del. 281/12 Del.462/13 DCO 304/12 Del. 522/14 Del. 522/14 Del. 444/16 Del. 800/16
2013 2014 2015 2016 2017 2020
25/06/13 09/06/14
TAR : CdS:
Annullamento Conferma Annullamento
Del. 281/12 Del.281/12
111/06 281/12 111/06 462/13 111/06 444/16
522/14 800/16 419/17 121/20
Effetto sui prezzi di sbilanciamento della 121/20
250
200
150
100
50
0
PREZZI UP PREZZI DOWN PREZZI UP SENZA CAP PREZZI DOWN SENZA CAP4
Meccanismo oneri sbilanciamenti
Single Price per unità non abilitate ai servizi
Periodo Settlement : Orario
Prezzi : Medi mercato bilanciamento
Meccanismo: Premiante/Penalizzante
CASO 1 CASO 2 CASO 3 CASO 4
Sbilanciamento Unità
Produttiva (UP)
Sbilanciamento Zonale
Unità Produttiva UP UP UP UP
(Regolazione del corrispettivo con RICEVE RICEVE PAGA PAGA
TERNA)
Corrispettivo Corrispettivo Corrispettivo Corrispettivo
MINIMO tra: MASSIMO tra: MASSIMO tra: MINIMO tra:
Prezzo del - MGP - MGP - MGP - MGP
Corrispettivo - Media Offerte in - Media Offerte in - Media Offerte in - Media Offerte in
Acquisto MB Vendita MB Vendita MB Acquisto MB
PENALIZZANTE PREMIANTE PENALIZZANTE PREMIANTE
Rischio/Opportunità Se UP riceve un Se UP riceve un Se UP paga un Se UP paga un
corrispettivo inferiore al corrispettivo superiore al corrispettivo superiore al corrispettivo inferiore al
Prezzo MGP Prezzo MGP Prezzo MGP ricevuto Prezzo MGP ricevuto
Si ha una perdita economica se lo sbilanciamento dell’impianto è in fase con lo sbilanciamento della macrozona di bilanciamento,
Viceversa si ha un beneficio economico4
Volatilità prezzi di sbilanciamento4
Vendita energia prodotta in un’ora
MW
20 13 3 4
MERCATO €/MWh
Pr MGP 50
Pr MI 51
Pr Sbil 25
€ Valore produzione: 1000 €
1000 650 153 100
Ricavo Energia: 803 €
Corrispettivo Sbil: 100 €
Beneficio movimentazione MI: 3,9 €/MWh
Totale Ricavo: 903 €
P&L : - 97 € ; -4,85 €/MWh
Onere sbilanciamento: 4,85 €/MWh
P&L senza MI : -8,75 €/MWh4 Produzione : 2616 MWh
Valore Produzione : 150 k€
Ricavo mercati energia : 139 k€
Esempio onere sbilanciamenti Penalizzazione sbilanciamenti : 11 k€ - 4,2 €/MWhIl Mercato energetico tra
cambiamenti e driver di riferimento
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