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