mercato del bilanciamento · 2017. 7. 27. · 60.000 80.000 100.000 120.000 ottobre 2016 novembre...
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snam.it
San Donato Milanese, 26 Luglio 2017
MERCATO DEL BILANCIAMENTODaniele CapizziHead Contratti, Trading e Fatturazione
Antonio AnchoraHead Gestione Contratti e Bilanciamento
2
Agenda
Bilanciamento & Pricing
Sistema di incentivazione RdB (Del. 554/2016)
3
Agenda
Bilanciamento & Pricing
Sistema di incentivazione RdB (Del. 554/2016)
5,0%4,8%
0%
3%
6%
9%
12%
15%
1M
2G
3V
4S
5D
6L
7M
8M
9G
10V
11S
12D
13L14M
15M
16G
17V
18S
19D
20L21M
22M
23G
24V
25S
26D
27L28M
29M
30G
31V
p1 giornaliero [%] p1 (I1=0) [%] p1 medio [%]
5,0%5,0%
0%3%6%9%
12%15%18%21%24%27%30%
1S
2D
3L
4M
5M
6G
7V
8S
9D
10L
11M
12M
13G
14V
15S
16D
17L
18M
19M
20G
21V
22S
23D
24L
25M
26M
27G
28V
29S
30D
p1 giornaliero [%] p1 (I1=0) [%] p1 medio [%]
4
Obiettivo 1 – Evoluzione temporaleAprile 2017Marzo 2017
5,0%4,5%
0%
3%
6%
9%
12%
15%
1L
2M
3M
4G
5V
6S
7D
8L
9M
10M
11G
12V
13S14D
15L16M
17M
18G
19V
20S21D
22L23M
24M
25G
26V
27S28D
29L30M
31M
p1 giornaliero [%] p1 (I1=0) [%] p1 medio [%]
5,0%
5,2%
0%
3%
6%
9%
12%
15%
18%
21%
1G
2V
3S
4D
5L
6M
7M
8G
9V
10S
11D
12L
13M
14M
15G
16V
17S
18D
19L
20M
21M
22G
23V
24S
25D
26L
27M
28M
29G
30V
p1 giornaliero [%] p1 (I1=0) [%] p1 medio [%]
Maggio 2017 Giugno 2017 (*)
(*) Dati stimati sulla base dei dati di bilancio provvisori.
OUTLIER LUNEDÌ DI PASQUETTA
MAGGIORE IMPREVEDIBILITÀ ESTIVA (TERMOELETTRICO) & DIFFICOLTA’ IN FORECASTING INFRADAY
PREVISIONE MEDIAMENTE IN LINEA CON IL LIVELLO DI NEUTRALITÀ
5
Obiettivo 2 – Evoluzione temporale
Aprile 2017Marzo 20173,0%
0,4%
0%
1%
2%
3%
1M
2G
3V
4S
5D
6L
7M
8M
9G
10V
11S
12D
13L14M
15M
16G
17V
18S
19D
20L21M
22M
23G
24V
25S
26D
27L28M
29M
30G
31V
p2 giornaliero [%] p2 (I2=0) [%] p2 medio [%]
3,0%
0,6%
0%
1%
2%
3%
1S
2D
3L
4M
5M
6G
7V
8S
9D
10L
11M
12M
13G
14V
15S
16D
17L
18M
19M
20G
21V
22S
23D
24L
25M
26M
27G
28V
29S
30D
p2 giornaliero [%] p2 (I2=0) [%] p2 medio [%]
3,0%
0,5%
0%
1%
2%
3%
1L
2M
3M
4G
5V
6S
7D
8L
9M
10M
11G
12V
13S
14D
15L
16M
17M
18G
19V
20S
21D
22L
23M
24M
25G
26V
27S
28D
29L
30M
31M
p2 giornaliero [%] p2 (I2=0) [%] p2 medio [%]
Maggio 20173,0%
0,4%0%
1%
2%
3%
1G
2V
3S
4D
5L
6M
7M
8G
9V
10S
11D
12L
13M
14M
15G
16V
17S
18D
19L
20M
21M
22G
23V
24S
25D
26L
27M
28M
29G
30V
p2 giornaliero [%] p2 (I2=0) [%] p2 medio [%]
Giugno 2017
SCOSTAMENTO MINIMALE RISPETTO AI PREZZI DI MERCATO: SCARSA LIQUIDITÀ & BUONA REAZIONE DEL MERCATO POST‐INTERVENTO
6
Obiettivo 3 – Evoluzione temporale
Aprile 2017Marzo 2017
31,427,7
01020304050607080
1M
2G
3V
4S
5D
6L
7M
8M
9G
10V11S12D
13L14M
15M
16G
17V18S19D
20L21M
22M
23G
24V25S26D
27L28M
29M
30G
31V
GWh
p3 giornaliero [GWh] p3 (I3=0) [GWh] p3 medio [GWh]
31,439,7
020406080
100120140160180
1S
2D
3L
4M
5M
6G
7V
8S
9D
10L11M
12M
13G
14V
15S16D
17L18M
19M
20G
21V
22S23D
24L25M
26M
27G
28V
29S30D
GWh
p3 giornaliero [GWh] p3 (I3=0) [GWh] p3 medio [GWh]
31,427,3
0102030405060708090
1L
2M
3M
4G
5V
6S
7D
8L
9M
10M
11G
12V13S14D15L16M
17M
18G
19V20S21D
22L23M
24M
25G
26V27S28D29L30M
31M
GWh
p3 giornaliero [GWh] p3 (I3=0) [GWh] p3 medio [GWh]
Maggio 2017
31,4
32,8
0
20
40
60
80
100
120
140
1G
2V
3S
4D
5L
6M
7M
8G
9V
10S11D
12L13M
14M
15G
16V
17S18D
19L20M
21M
22G
23V
24S25D
26L27M
28M
29G
30V
GWh
p3 giornaliero [GWh] p3 (I3=0) [GWh] p3 medio [GWh]
Giugno 2017
DIFFICOLTÀ A BATTERE IL LIVELLO DI NEUTRALITÀ (Forecasting, OBA, bassa flessibilità a stoccaggio in iniezione)
7
Agenda
Bilanciamento & Pricing
Sistema di incentivazione RdB (Del. 554/2016)
DOMANDA: ~ 170 MSmc
IMPORT: ~ 150,5 MSmc
DEFICIT: ~ -19,5 MSmc
NECESSITA’ DI FLUSSO FISICO IN EROGAZIONE
• CE SRG NON PRENOTATA: 12 MSmc
• ULTERIORE CE OGGETTO DI EVENTUALE CONFERIMENTO
8
~ 55 MSmc
~ 52 MSmc0 MSmc
-4,5 MSmc
~ 12 MSmc
~ 22 MSmc
~ 0 MSmc
~ 3 MSmc
PRODUZIONI NAZIONALI
~ 11 MSmc
Indisponibilità Importazioni Nord: 25 – 29 settembre 2017
9
Numerosità interventi RdB
23
28
31
2928
2223
20
23
8
2 2
9
7
11
7
0
5
10
15
20
25
30
35
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile2017
Maggio2017
Giugno2017
Num
erosità
N° giorno con intervento RdB N° giorno senza intervento RdB
AUMENTO NUMERO GIORNI SENZA INTERVENTO RDB (MAGGIORE CONTRIBUTO DEL MERCATO)
10
Liquidità MGAS
11%
14%
16%
42%
37%
48% 33%
50%
59%
89%
86%
84%
58%
63%
52%67%
50%41%
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile2017
Maggio2017
Giugno2017
MWh
Totale RdB
GENERALE RIDUZIONE LIQUIDITÀ MGAS IN ESTATEMAGGIORE PARTECIPAZIONE DA PARTE DEL MERCATO
11
Compravendite RdB: Correlazione prodotti Title – flussi di gas
65%
Gennaio 2017
86%
Febbraio 2017
70%
Marzo 2017
88%
Aprile 2017
77%
Maggio 2017
69%
Giugno 2017
70%
Ottobre 2016
94%
Novembre 2016
74%
Dicembre 2016
Flusso effettivo Title
12
Un esempio di giorno gas con sistema corto: venerdì 21/07/2017
1,1‐0,3 ‐0,9
‐2,0‐3,6
‐18,0
‐13,1 ‐13,1
‐6,9‐5,4 ‐4,8
‐3,8 ‐4,0 ‐3,5 ‐3,3 ‐3,0 ‐2,8 ‐2,6 ‐2,4 ‐2,4 ‐2,1 ‐2,1 ‐1,9
‐5,9
‐20
‐16
‐12
‐8
‐4
0
4
8
12
16
20
07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 Bil Provv
SAS [M
Smc]
Bilanciamento residuale giornaliero (sistema corto ‐; sistema lungo +) ‐ 21/07/2017
Quantitativi acquistati/venduti (*)‐ acquisto+ vendita
Bilanciamento Residuale Quantitativi offerti (*)
Sistema
lungo
Sistema
corto
42,9
27,9
26283032343638404244
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06D
Mazara del Vallo [MSmc]
69,1
69,8
73,173,3
73,7
69
70
71
72
73
74
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06D
Tarvisio [MSmc]
‐58,8 ‐58,3
‐52,2
‐48,9 ‐48,5
‐60
‐58
‐56
‐54
‐52
‐50
‐48
‐46
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05
Stoccaggio (iniezione) [MSmc]
Mazara del Vallo-15,0 MSmc
Tarvisio entry+4,6 MSmc Stoccaggio iniezione
-10,3 MSmc
SAP = 18,415 €/MWh (Qtà scambiate = 176.988 MWh)Pmax RdB = 18,750 €/MWh (+1,82% rispetto al SAP)
(*) Le quantità degli interventi RdB non sono rappresentati.
13
Un esempio di giorno gas con sistema lungo: lunedì 10/07/2017
(*) Le quantità degli interventi RdB non sono rappresentati.
SAP = 17,373 €/MWh (Qtà scambiate = 101.437 MWh)Pmin RdB = 16,500 €/MWh (-5,03% rispetto al SAP)CEGH=16 €/MWh / TTF=15,1 €/MWh / PSV=18,5 €/MWh
24,0
12,8 13,014,9
13,9
10,8 11,6
7,46,1 5,6
4,43,3 2,6 3,0 3,1 3,7 4,2 4,5 4,8 5,4 5,9 6,3 6,7 7,5
‐25
‐20
‐15
‐10
‐5
0
5
10
15
20
25
07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 Bil Provv
SAS [M
Smc]
Bilanciamento residuale giornaliero (sistema corto ‐; sistema lungo +) ‐ 10/07/2017Quantitativi acquistati/venduti (*)‐ acquisto+ vendita
Bilanciamento Residuale Quantitativi offerti (*)Sistema
lungo
Sistema
corto
48,3
47,3
46,9 46,746,6
46
47
48
49
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06D
Tarvisio [MSmc]
‐16,2
‐20,7
‐23,3
‐25,0 ‐25,1 ‐25,3 ‐25,4
‐27
‐25
‐23
‐21
‐19
‐17
‐1506 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05
Stoccaggio iniezione [MSmc]
30,2
29,9
29,1
29
30
31
06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06D
Passo Gries [MSmc]
Tarvisio entry-1,8 MSmc
Passo Gries entry-1,0 MSmcStoccaggio iniezione
+9,3 MSmc
• 1° GIORNO MANUTENZIONE TAG (RIDUZIONE DEL 55%): ECCESSIVA REAZIONE DEL MERCATO
• MASSIMIZZAZIONE INIEZIONE + LIEVE RIDUZIONE SU TARVISIO (+0,5 €/MWh vs CEGH) E PASSO GRIES (+1,4 €/MWh vs TTF)
14
Compravendite RdB: la reazione del mercato post intervento (sistema corto)
12
16
20
24
28
32
36
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
€/MWh
MWh
Flusso SAP CEGH DA TTF DA
FLESSIBILITÀ IN AUMENTO MAX 20/25 MSmc SIA IN ESTATE CHE INVERNO (con spread elevati)
SPREAD SAP/TTF ≈ +3 €/MWh:• Termoelettrico• Manutenzioni• Profili di riempimento stoccaggi
15
Compravendite RdB: la reazione del mercato post intervento (sistema corto)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Tarvisio import
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Passo Gries import
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Stoccaggio
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
GNL
BASSO UTILIZZO COME FONTE DI FLESSIBILITÀ
IMPORTANTE FONTE DI FLESSIBILITÀ
ALTO UTILIZZO COME FONTE DI FLESSIBILITÀ NEL PERIODO INVERNALE
ALTO UTILIZZO COME FONTE DI FLESSIBILITÀ NEL PERIODO ESTIVO
NO IPA TRA TSO
16
Compravendite RdB: la reazione del mercato post intervento (sistema lungo)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Tarvisio import
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Passo Gries import
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
Stoccaggio
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Ottobre2016
Novembre2016
Dicembre2016
Gennaio2017
Febbraio2017
Marzo2017
Aprile 2017 Maggio2017
Giugno2017
GNL
DIFFICOLTÀ DI RIDUZIONE (NECESSITA’ SAP ≈ CEGH)
ELEVATO UTILIZZO COME FONTE DI FLESSIBILITÀ SU TUTTO IL PERIODO (SAP vs MGS & WINTER 18)
DIFFICOLTÀ DI RIDUZIONE (NECESSITA’ SAP ≈ TTF < CEGH)
17
Compravendite RdB: la reazione del mercato post intervento (sistema corto)
13
17
21
25
29
33
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
€/MWh
MWh
Tarvisio
Tarvisio import SAP CEGH DA
13
17
21
25
29
33
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
€/MWh
MWh
Passo Gries
Passo Gries import SAP TTF DA
13
17
21
25
29
33
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
€/MWh
MWh
Stoccaggio
Stoccaggio SAP
13
17
21
25
29
33
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
€/MWh
MWh
GNL
GNL SAP
(COMPLESSITÀ BOOKING LUNGO IL CORRIDOIO CHE RICHIEDE SPREAD PSV/TTF > 3 €/MWh)