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’OrigineSviluppo del mercato: domanda e offerta GO vs consumo elettrico
366 394 497
556 653
707
335 349 370
486 540
614
2.200
2.230
2.260
2.290
2.320
2.350
-
200
400
600
800
2014 2015 2016 2017 2018 2019
Andamento volumi GO e domanda elettrica, TWh
Domanda EU energia (asse dx) Emissione (asse sn) Cancellazione (asse sn)
Crescita costante
di domanda e
offerta delle GO,
più del 10% per anno.
La domanda
elettrica europea rimane invece
costante, anzi negli
ultimi anni è in lieve
riduzione.
*Fonte: AIB per dati di Emissione e Cancellazione; Eurostat per domanda elettrica europea.
Garanzie d’OrigineUn contesto europeo: principali Operatori e novità del mercato
0% 4% 8% 12% 16% 20%
AustriaBelgium
SwitzerlandCyprus
Czech RepublicGermanyDenmark
EstoniaSpain
FinlandFranceGreeceCroatiaIrelandIceland
ItalyLithuania
LuxembourgNetherlands
NorwaySerbia
SwedenSlovenia
2019 Emissione & Cancellazione, %
Cancellazione
Emissione
Norvegia principale Produttore
Hydro.
Germania Paese con la domanda
verde più alta in Europa.
Nuovi Paesi in AIB: nel 2019
Grecia, Serbia e Slovacchia e nel
2020 Portogallo.
Introdotte ASTE dal 2019 anche
Francia e Croazia.
Obbligo full consumption
disclosure in Svizzera, Austria e
Olanda.
1
2
4
5
3
Le principali evidenze:
*Fonte: Association of Iussing Bodies (AIB).
Garanzie d’OrigineLo scenario di prezzo: quando e cosa è cambiato
0
0,5
1
1,5
2
2,5
Andamento prezzo GO, €/MWh
Hydro 2020 Hydro 2021 Hydro 2022
Clima secco e caldo in tutta
Europa.
Poca trasparenza del
mercato.
Aste GSE e sessioni GME
unico riferimento
istituzionale del mercato.
Possibili azioni speculative
o cartelli da parte di alcuni
Produttori.
*Fonte: Report principali broker GO di riferimento.
Garanzie d’OrigineI prodotti «a premio»
GO UK eligible
• FIT: Impianti con COD >Apr2010 e capacità <5MW.
• CFD: Impianti con COD >Apr2015.
• COMBO: Impianti con COD >Apr2015 e capacità <5MW.
GO Locali
• GO provenienti da specifiche province/regioni.
• Coperture annuali o pluriennali.
GO da PPA
• Contratto full off take: asgenerated o con banda di tolleranza su quantità prodotta.
• Legati a specifico impianto.
Garanzie d’Origine…Quali prospettive per il prezzo?
• Nuovi Paesi in AIB
• Fine incentivi rinnovabili
• Brexit
• Andamento domanda elettrica
.
• Aspetto Regolatorio
• Velocità raggiungimento target
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
Power IT [€/MWh] Gas PSV [€/MWh]
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
Power IT [€/MWh] Gas PSV [€/MWh] CO2 [€/MT]
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
Coal API2 [$/MT] Power IT [€/MWh] Gas PSV [€/MWh] CO2 [€/MT]
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
gennaio-20 febbraio-20 marzo-20 aprile-20 maggio-20 giugno-20 luglio-20 agosto-20 settembre-20
Coal API2 [$/MT] Power IT [€/MWh] Gas PSV [€/MWh] CO2 [€/MT] ICE Brent [$/bbl]
Italian Market: Power & Gas Overview Commodity prices in 2020: products with delivery in 2021
PSV
85% 85% 4% -10%
Coal Brent
60% 40% 60% 17%
CAL 18 nel 2017
Italian Market: Power & Gas OverviewCorrelazione storica a 200 periodi del Power Italia vs
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
@ 95%
@ 60%
@ 55%
Correlazione
max 95%
Italian Market: Power & Gas OverviewCorrelazione Gas tra Power Italia nel 2020 (20 periodi)
Evoluzione mercato CO2Focus Nucleare EDF
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic
MW
Produzione media mensile nucleare Francia
Min-Max 2017-2019 2020 2019
In contesto di forte crisi economica,
correlazione tra CO2 e Borse Europee
DAX @ ~60%
Italian Market: Power & Gas OverviewMarket drivers
gen-20 feb-20 mar-20 apr-20 mag-20 mag-20 giu-20 lug-20 ago-20
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
gen-20 feb-20 mar-20 apr-20 mag-20 mag-20 giu-20 lug-20 ago-20
JKM TTF
• Europa ed Asia concorrono per
acquisire i carichi LNG USA
• Hub EU ed Asia devono riconoscere un
premio su Hub USA per attrarre carichi LNG
Covid
- Asia -
Spread TTF – HH < 0 €/MWh
Uragano
Laura
- USA -
Manutenzione
Gorgon (LNG)
- Asia -Covid
- Eu -
Henry Hub
Italian Market: Power & Gas Overview Gas prices in 2020: global links
POLICY DEVELOPMENTSNel mese di ottobre appuntamenti del Parlamento EU su tematicheAmbientaliEU Council meeting il 15-16/10: deadline per Brexit agreement
COVID - 19Evoluzione pandemia mondiale
NUKE FR – DisponibilitàAttenzione a rientri di reattori
Potenziale impatto di un nuovo lockdown su disponibilità prevista
Stoccaggi Gas UcrainaRaggiunto livello di riempimento record ( ~40 % YoY) grazie ad incentivi governativi. Regole poco chiare ed elemento di novità, generano incertezza sulla gestione invernale di questo asset.
CINAImport idi carbone in riduzione per restrizioni governative. Attesa nel Q4-2020 per la possibile apertura ad un maggiore import su scala globale
NUOVE INFRASTRUTTUREPIPELINE GAS:NORDSTREAM 2: esercizio dichiarato dal Q2/2021TAP: pieno regime previsto Q1/2021
LINEE Interconnessione:1200 MW IT-FR di cui primi 600MW dal 01/2021
Italian Market: Power & Gas Overview Next key drivers
14
Introduzione
Fondamentali di Mercato e Valore del Mercato MGP
Evidenze del Mercato MSD
Focus mercato MI e sbilanciamenti
Cenni al Mercato Continuo (caso Iberia) e al Capacity Market
1
2
4
3
Evoluzione contendibile e drivers di valore MGP
(1) Contendibile = Domanda 100% - Import - Autoprod.- Rinnovabile
(escluso idro) - Termo non competitivo
(2) Marginalità per tecnologia pesata su alfa zonali di fabbisogno MGP
H1 2020 vs PY
Domanda Italia [TWh]
- 14,1
Import [TWh]
- 5,2
Termo NC e Rinnovabile [TWh] Contendibile [TWh]
- 0,1 - 8,5
PUN [€/MWh]
Rinnovabile tot:
38% (33%)
Market Share MGP [%]
- 20,0
Marginalità sul PUN [%]
57%
19%
7%
18%
H1 2019
26%
15%
6%
54%
H1 2020
Carbone
Rinnovabili
CCGT
Import
+7%
+7%
-3%
(2)
-12%
(1)
% 2020 (2019)
1
16
-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%
-120
-100
-80
-60
-40
-20
0
-40%-35%-30%-25%-20%-15%-10%
-5%0%
Focus Domanda MGPConfronto 2020 – 2019 (21 Feb – 6 Ott)
Focus Settembre-Ottobre GWh
-0,4 -2,6 -4,0 -2,6 -2,7 -1,6 -0,4 -0,8 -0,1 -15,3
-5%
-11%
-17%
-11% -11%
-5% -2%-3% -3%
-8%
-30%
-25%
-20%
-15%
-10%
-5%
0%
-18,0
-16,0
-14,0
-12,0
-10,0
-8,0
-6,0
-4,0
-2,0
0,0
Cum [TWh] Var % media
-8%
-2%-3%
-13%
-19%
-11%
-5%
Media TotaleZone Rosse
21/02 - 09/031° DPCM
10/03 - 11/032° DPCM
12/03 - 22/033° DPCM
23/03 - 03/05Fase 2
04/05 - 02/06Fase 3
dal 03/06
Consumi Settoriali
-26%-29%
-14% -15%
14%
8%
1%
-10%
Mar Apr Mag Giu
Business EE Residenziali EE1
Volumi Prezzi
8,910,2
-10,1-11,5
151 151
Buy SistemaSell Sistema
-26
-12
2019 2020 2019 2020
2
Vendite di sistema in aumento a fronte di necessità
per regolazioni di tensione
Acquisti in aumento per creazione spazio alle risorse
chiamate per tensione
Prezzo BuyPrezzo Sell
Prezzi in vendita in linea con 2019
Prezzo buy in riduzione a fronte della riduzione costo
gas
Volumi e Sistema MSDH1 2020
Profilo Domanda - Fase 1
1,0
0,8
0,7
TWh/d
Delta 2°
picco/1°picco
>120%
Profilo Domanda - Fase 2
Modifica
profilo orario
a 3 picchi
Profilo Domanda - Fase 3
0,9
0,8
TWh/d
Delta
Fabb MGP
20 Vs 19
-15
-10
-5
-
5
10
15
-
10
20
30
40
50
60
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Feriale STD Feriale Fase1
Weekend STD Δ Fase1 vs STD
-15
-10
-5
-
5
10
15
-
10
20
30
40
50
60
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Feriale Fase2 Feriale STD
Δ Fase2 vs STD
GW GW
-15
-10
-5
-
5
10
15
-
10
20
30
40
50
60
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Feriale Fase3 Feriale STD
Δ Fase3 vs STD
GW
Riduzione
picco serale
1,0
0,9
TWh/d
Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 1 Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 2 Esigenze MSD (GWh/g) - Fase 3
22
29
2019 2020
MzSUD
5
9
2019 2020
NORD
20
29
2019 2020
MzSUD
7 8
2019 2020
NORD
18 24
2019 2020
MzSUD
23
8
2019 2020
NORD
+35% +70% +45% +5% +30% -65%
SUD: aumento volumi per maggiori esigenze regolazione tensione a
fronte di riduzione fabbisogno
NORD: aumento volumi per maggiori esigenze regolazione tensione
anziché riserva a salire
SUD: volume iso fase 1,
NORD: in linea a 2019. Volumi dovuti a regolazione tensione anziché
riserva a salire (minore fabbisogno)
SUD: volume e incremento vs 2019 in riduzione rispetto a fasi 1-2
NORD: riduzione volumi a causa di minori necessità di riserva a
salire non compensate da chiamate per regolazione tensione
(aumento fabbisogno)
Ex-ante SUD Ex-ante NORD Ex-ante SUD Ex-ante NORD Ex-ante SUD Ex-ante NORD
Fase 1 Fase 2 Fase 3
-5%-11%
-19%
Evoluzione profilo domanda
ed esigenze mercato MSD
3
6 aste Intraday
Trading
limitato ai
periodi tra due
aste
Trading continuo su 24 h
Apertura mercato
@ 3 p.m.
Prezzi XBID 2020 giornalieri, Max, Min medio Vs MGP (€/MWh) - SPAGNA
Vendite MIC (GWh)
SPAGNA
Acquisti MSD (GWh)
SPAGNA
Acquisti MIC (GWh)
SPAGNA
Vendite MSD (GWh)
SPAGNA
Il Mercato Intraday Continuo (MIC)Il caso del mercato Iberico (Spagna+Portogallo)
3
Favorisce la penetrazione
RES evitando energia di
bilanciamento…
…Promuove efficienza di
costo…
…in uno scenario
più incerto
Coupling con i MIC europei
Competizione di costo con i paesi esteri e
possibile modifica in tempo reale dei
flussi alle frontiere
Riduzione dei costi di dispacciamento
a livello europeo con introduzione di
alcune incertezze per I TSO’s
Aumento RES e aggiustamenti di
produzione molto vicini alla gate closure
Mancato increment volume
bilanciamento (eliminaione del “Mercado
de Potencia adicional a subir”) e
Effetto trascurabile sui prezzi MSD
XBID come fattore abilitante allo
sviluppo RES atteso in Iberia
(90 GW nel 2030)
Eventi imprevisti di inversion dei flussi
alle frontiere (SPA-FRA)
Necessità da parte dei TSO di rivedere le
procedure per gestire in sicurezza le
proprie infrastrutture di rete
Revisione da parte delle autorità di
regolamentazione delle regole e della
struttura del mercato per tenere
adeguatamente conto delle
inefficienze strutturali dei sistemi
elettrici europei
Prime evidenze dal caso MIC IberiaPotenziali benefici e attenzione al market design europeo
3
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.
Wind: Numero impianti 61Potenza installata 952 MW
Hydro River: Numero impianti 297Potenza installata 1570 MW
Geothermal: Numero impianti 34 Potenza installata 761 MW
Photovoltaic: Numero impianti 48Potenza installata 121 MW
Il parco impianti rinnovabili non programmabili
Enel Green Power
4
419/17800/16
01/01/13ARERAI:
Del. 281/12
24/07/13ARERA:
Ricorso al CdS
22/10/13ARERA:
Del.462/13
20/07/14ARERA:
DCO 304/12
111/06 281/12 111/06 462/13 111/06
25/06/13TAR :
AnnullamentoDel. 281/12
09/06/14CdS:
Conferma AnnullamentoDel.281/12
2013 2014
24/10/14ARERA:
Del. 522/14
2015
01/01/15ARERA:
Del. 522/14
522/14
2016
444/16
2017
28/07/16ARERA:
Del. 444/16
29/12/16ARERA:
Del. 800/16
09/06/17ARERA:
Del. 419/17
2020
07/04/20ARERA:
Del. 121/20
121/20
0
50
100
150
200
250
PREZZI UP PREZZI DOWN PREZZI UP SENZA CAP PREZZI DOWN SENZA CAP
Effetto sui prezzi di sbilanciamento della 121/20
Evoluzione regolatoria : dalla 111/06 alla 121/20
4
CASO 1
Unità Produttiva(Regolazione del corrispettivo con
TERNA)
Prezzo del
Corrispettivo
Rischio/Opportunità
UP
RICEVE
Corrispettivo
PENALIZZANTE PREMIANTE
MINIMO tra:
- MGP
- Media Offerte in
Acquisto MB
Sbilanciamento Unità
Produttiva (UP)
Sbilanciamento Zonale
UP
RICEVE
Corrispettivo
UP
PAGA
Corrispettivo
UP
PAGA
Corrispettivo
CASO 2 CASO 3 CASO 4
MINIMO tra:
- MGP
- Media Offerte in
Acquisto MB
MASSIMO tra:
- MGP
- Media Offerte in
Vendita MB
MASSIMO tra:
- MGP
- Media Offerte in
Vendita MB
Se UP riceve un
corrispettivo inferiore al
Prezzo MGP
Se UP riceve un
corrispettivo superiore al
Prezzo MGP
Se UP paga un
corrispettivo superiore al
Prezzo MGP ricevuto
Se UP paga un
corrispettivo inferiore al
Prezzo MGP ricevuto
PENALIZZANTE PREMIANTE
Periodo Settlement : Orario
Prezzi : Medi mercato bilanciamento
Meccanismo: Premiante/Penalizzante
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 economico
Meccanismo oneri sbilanciamenti Single Price per unità non abilitate ai servizi
4
Volatilità prezzi di sbilanciamento
4
MW20 13 3 4
MERCATO €/MWh
Pr MGP 50
Pr MI 51
Pr Sbil 25
Valore produzione: 1000 €
Ricavo Energia: 803 €
Corrispettivo Sbil: 100 €
Totale Ricavo: 903 €
P&L : - 97 € ; -4,85 €/MWh
Onere sbilanciamento: 4,85 €/MWh
€ 1000 650 153 100
P&L senza MI : -8,75 €/MWh
Beneficio movimentazione MI: 3,9 €/MWh
Vendita energia prodotta in un’ora
4
Produzione : 2616 MWh
Valore Produzione : 150 k€
Ricavo mercati energia : 139 k€
Penalizzazione sbilanciamenti : 11 k€ - 4,2 €/MWhEsempio onere sbilanciamenti
4
Il Mercato energetico tra cambiamenti e driver di riferimento
Grazie per l’attenzione