MERCATO DEL BILANCIAMENTO · 2017. 7. 27. · 60.000 80.000 100.000 120.000 Ottobre 2016 Novembre...

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



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


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


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


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


3,0%

0,6%

0%

1%

2%

3%

1S

2D

3L

4M

5M

6G

7V

8S

9D

10L

11M

12M

13G

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15S

16D

17L

18M

19M

20G

21V

22S

23D

24L

25M

26M

27G

28V

29S

30D


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


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


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


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


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


Giugno 2017

DIFFICOLTÀ A BATTERE IL LIVELLO DI NEUTRALITÀ (Forecasting, OBA, bassa flessibilità a stoccaggio in iniezione)

7

Agenda



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


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


Giugno2017

Passo Gries import

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ottobre2016

Novembre2016

Dicembre2016

Gennaio2017

Febbraio2017

Marzo2017


Giugno2017

Stoccaggio

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ottobre2016

Novembre2016

Dicembre2016

Gennaio2017

Febbraio2017

Marzo2017


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


Giugno2017

Tarvisio import

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ottobre2016

Novembre2016

Dicembre2016

Gennaio2017

Febbraio2017

Marzo2017


Giugno2017

Passo Gries import

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ottobre2016

Novembre2016

Dicembre2016

Gennaio2017

Febbraio2017

Marzo2017


Giugno2017

Stoccaggio

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ottobre2016

Novembre2016

Dicembre2016

Gennaio2017

Febbraio2017

Marzo2017


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


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)

[email protected]@snam.itwww.snam.it

Conclusioni

GRAZIE PER L’ATTENZIONE

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