Introduzione di un sistema di bilanciamento semplificato basato su meccanismi di mercato Documento per la consultazione 45/10

1. Servizio di bilanciamento del gas naturale
Introduzione di un sistema di bilanciamento semplificato
basato su meccanismi di mercato
Documento per la consultazione 45/10
Direzione mercati
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Milano, Centro Congressi Fast
Sala Maggiore, Piazzale Morandi n. 2
Venerdì 21 gennaio 2011
Autorità per l’energia elettrica e il gas - Direzione Mercati 1

2. Elementi di partenza
Introduzione di un mercato del bilanciamento basato su criteri di
merito economico, per esigenze di concorrenzialità e flessibilità del
sistema gas e coerente con il quadro legislativo nazionale e
comunitario;
Mantenimento del giorno gas come periodo di riferimento per il
bilanciamento;
Definizione di un’unica zona di bilanciamento (un punto virtuale
unico nel sistema di trasporto nazionale come punto rilevante per il
bilanciamento);
Responsabilità del bilanciamento del sistema in capo all’impresa
maggiore di trasporto;
Assegnazione al Gestore dei Mercati Energetici di alcune attività
nell’ambito del mercato di bilanciamento;
Avvio graduale e semplificato del sistema di bilanciamento basato su
criteri di mercato.
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3. Caratteristiche dell’SBSM
Mantenimento dell’attuale gestione del dispacciamento fisico;
Sessione di mercato di bilanciamento giornaliera limitata all’offerta
corrispondente alla disponibilità a ridurre/aumentare prelievi ed
immissioni da stoccaggio;
Sbilanciamento complessivo del sistema, determinato come
differenza tra i programmi e consuntivi di immissione e prelievo dagli
stoccaggi;
Offerte accettate sulla base dell’ordine di merito economico delle
medesime offerte, fino a concorrenza dello sbilanciamento
complesso del sistema;
Prezzo di sbilanciamento pari al prezzo corrispondente all’ultima
offerta accettata;
Determinazione di immissioni o e prelievi in/da stoccaggio di ciascun
utente del bilanciamento, pari alla somma delle quantità
programmate e di quelle accettate nel mercato del bilanciamento.
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4. Soggetti coinvolti
Impresa maggiore di trasporto (responsabile del
bilanciamento);
Impresa maggiore di stoccaggio (controlla la movimentazione
fisica della risorsa per il bilanciamento);
Gestore dei mercati energetici (GME)
ipotesi di definire un perimetro delle attività del GME che comprende alcune
attività proprie del responsabile del bilanciamento: regolazione delle partite
economiche derivanti dal bilanciamento;
Utenti del servizio di bilanciamento;
Utenti abilitati – titolari della capacità di stoccaggio
obbligo di offerta corrispondente alla capacità di iniezione ed erogazione di cui
dispone;
limite massimo di offerta corrispondente al gas detenuto in stoccaggio e allo
spazio “vuoto” di cui dispone.
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5. Sequenza delle attività
G-1 12:00 Registrazione delle transazioni presso il PSV relative al giorno successivo
G-1 13:00 Termine programmazione stoccaggio e trasporto
G-1 17:00 Accettazione o richiesta di modifica dei programmi
G 16:30 Registrazione delle transazioni presso il PSV relative al giorno in corso
G 17:00 Rinomine stoccaggio e trasporto (limitata a prelievi e stoccaggio in prima applicazione)
G 19:00 Termine presentazione delle offerte nell’ambito della sessione di bilanciamento
G+1 10:30 Comunicazione da parte del RdB al GME dello sbilanciamento complessivo del sistema
G+1 11:00 Comunicazione dal GME delle offerte accettate nella sessione di bilanciamento e
pubblicazione del prezzo giornaliero di bilanciamento
G+1 11:30 Bilancio provvisorio di trasporto e allocazioni in stoccaggio
M+3 Rdb comunica a GME ed utenti il rispettivo disequilibrio giornaliero
M+3 Regolazione delle partite economiche connesse al bilanciamento
In rosso le attività modificate e quelle di nuova introduzione
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6. Sbilanciamento complessivo del sistema
SCS
=
Energia erogata (immessa) da stoccaggio programmata
–
Energia erogata (immessa) da stoccaggio misurata
L’energia programmata dal RdB è posta pari all’energia effettivamente movimentata di
propria competenza per quanto nota al momento della determinazione del SCS
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7. Termine di disequilibrio dell’utente
DS = P + GS - I - S - T
DS = disequilibrio
P = prelievi presso i punti di riconsegna
GS = quantitativi corrisposti a copertura di GNC, perdite e autoconsumi
I = immissioni in rete (importazioni, Gnl, produzione nazionale)
S = Immissioni in rete (prelievi dalla rete) da stoccaggio
T = Transazioni al PSV
Il termine S è determinato come somma algebrica di quantitativi programmati in
erogazione (iniezione) in stoccaggio e i quantitativi ceduti (acquistati) nella
sessione di bilanciamento.
Il termine T contiene i quantitativi acquistati (ceduti) nella sessione di
bilanciamento (con uguale valore e segno opposto rispetto a quelli inclusi nel
termine S).
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8. Corrispettivo di bilanciamento
Per ogni giorno gas G il corrispettivo di sbilanciamento applicato
all’utente (CB ) è dato da:
CB = Pb * DS
Pb è il prezzo di sbilanciamento che si forma nella sessione di
bilanciamento del giorno G (senza penalizzazioni)
L’utente verserà il corrispettivo (CB >0) se nel giorno gas (G) è
risultato corto (DS>0) e riceverà il corrispettivo (CB <0) se è risultato
lungo (DS<0)
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9. Modifiche alla disciplina dello stoccaggio
Modalità di determinazione delle variazioni di giacenza dell’utente
∆G = A - N - B - C
A = acquisti (vendite) di gas in stoccaggio
N = quantitativi nominati (positivi se in erogazione)
B = quantitativi ceduti (acquistati) nella sessione di bilanciamento
C = quota di consumi di stoccaggio attribuita all’utente
∆G è quindi determinabile quando è noto l’esito della sessione di bilanciamento (G+1)
Modalità di gestione delle capacità interrompibili
Esempio:
Il giorno G-1
- l’utente U1 ha a disposizione 50 di capacità (erogazione/iniezione) interrompibile e nomina 25
- la capacità continua non programmata dal complesso degli utenti è > 25
- l’impresa di stoccaggio conferma 25 a U1
Nel giorno G la possibilità di rinomina di ciascun utente con capacità continua è ridotta di un importo R:
capacità interrompibile confermata x capacità continua non programmata dall’utente
R=
capacità continua non programmata dalla generalità degli utenti
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10. Stoccaggio: richieste di chiarimento pervenute
D: è prevista l’applicazione dei corrispettivi di superamento della capacità di iniezione/erogazione da
stoccaggio nel caso in cui nel mercato di bilanciamento siano accettate offerte per quantità
superiori alla capacità conferita?
R: non è prevista
D: come verrà determinata la giacenza di gas in stoccaggio per il giorno 1/4/11 poiché a quella data vi
saranno ancora tre bilanci gas da chiudere?
R: dall’inizio dell’SBSM verrà determinata giornalmente la variazione di giacenza – per la definizione
della giacenza in stoccaggio sarà necessario che siano chiusi i bilanci del periodo precedente alla
data di inizio dell’SBSM
D: cambieranno le logiche di conferimento della capacità di stoccaggio a seguito dell’introduzione
dell’SBSM?
R: la modifica dei criteri di conferimento della capacità di stoccaggio non è immediatamente legata
all’introduzione dell’SBSM – si precisa che con il dlgs 130/10 una quota di capacità di stoccaggio è
resa disponibile con criteri diversi da quelli previsti dal dlgs 164/00 e dalla deliberazione n. 119/05
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11. Vincoli di giacenza minima (303/07)
I vincoli di giacenza minima sono coerenti con la funzione dello stoccaggio di
modulazione che non viene meno con l’introduzione dell’SBMS
I servizi diversi da quello di modulazione dei clienti tutelati (stoccaggio minerario
e servizio bilanciamento utenti) non sono soggetti ai vincoli
I vincoli consentono flessibilità “infra-mese” in quanto agiscono sulla giacenza
alla fine del mese e non su quella giornaliera (periodo rilevante per il
bilanciamento)
L’erogazione dallo stoccaggio è modulabile sulla base del prezzo di offerta nella
sessione di bilanciamento (obbligo di offerta non vincolato a un prezzo) –
Conseguentemente i prezzi formati nel mercato di bilanciamento includono un
segnale di prezzo della scarsità prospettica del mercato
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12. Organizzazione della sessione di bilanciamento
Ciascun soggetto abilitato presenta offerte di acquisto (OA) e di vendita (OV)
complessivamente nei seguenti limiti
n
Offerte di vendita: CE − N ≤ ∑OVi ≤ G − N
i =1
n
Offerte di acquisto: CI + N ≤ ∑ OAi ≤ S − G + N
i =1
CE = capacità di erogazione dell’utente
CI = capacità di iniezione dell’utente
S = capacità di spazio dell’utente
N = nomina sullo stoccaggio (positivo = erogazione)
OVi = quantità di gas dell’i-esima offerta di vendita
OAi = quantità di gas dell’i-esima offerta di acquisto
G = giacenza dell’utente (alle 6:00 del giorno G)
n = 10 (massimo numero di offerte per ciascuna tipologia di offerta)
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13. Organizzazione della sessione di bilanciamento
De te rmi n az i one e si ti de l m e rcato di bi lan ci am e nto
2,00
Prezzo di sbilanciamento
1,80
1,60
1,40 Sistema lungo
1,20
prezzo
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0,00
0 400 Q uan ti tà 800 1200
De terminaz ione e siti de l me rcato di bilanciame nto
offert e di vendit a offert e di acquist o SCS
2,00
1,80
1,60
1,40
1,20
prezzo
1,00
Sistema corto
0,80
0,60 Prezzo di sbilanciamento
0,40
0,20
0,00
0 400 Q uantità 800 1200
offerte di vendita offerte di acquisto SCS
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14. Gestione del rischio (1/3)
Al RdB sono attribuite funzioni per la gestione dei rischi connessi alla potenziale
esposizione del sistema nei confronti dell’utente:
Determinazione dell’esposizione potenziale del sistema nei confronti di ciascun utente
(EPSu)
Determinazione dell’EPSu massima ammissibile in relazione all’entità e alle forme di
garanzia prestate dall’utente (maxEPSu)
Adozioni delle opportune azioni nel caso in cui EPSu>maxEPSu
L’EPSu è data dalla somma delle seguenti voci:
Partite economiche determinate e non ancora saldate (m-4 e precedenti);
Partite economiche non ancora definitivamente determinate, che possono essere distinte
in:
Partite economiche relative al periodo precedente il giorno di valutazione (per le
quali si conosce il prezzo di sbilanciamento e il bilancio provvisorio) che sono
stimabili sulla base di informazioni provvisorie
Partite economiche che possono insorgere dal giorno di valutazione per la durata
minima di efficacia del contratto di trasporto, che sono ipotizzabili sulla base di
assunzioni con riferimento allo sbilanciamento che può accumulare l’utente
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15. Gestione del rischio (2/3)
maxEPSu è un indice di solvibilità di ciascun utente, potenzialmente funzione di:
Garanzie finanziarie (GF)
Livello di rating (LR)
Valore del gas detenuto in stoccaggio (S)
maxEPSu può essere determinato come:
maxEPSu=a x GF + b x LR + c x S + …
Dove a, b, c sono fattori moltiplicativi (anche >1) che realizzano un opportuno trade
off fra:
costo delle garanzie prestate
costi in termini di rischio residuo a carico del sistema
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16. Gestione del rischio (3/3)
Le azioni da adottare nel caso in cui EPSu>maxEPSu sono funzionali a limitare
le facoltà dell’utente che potrebbero incrementare l’esposizione del sistema nei
suoi confronti, ed in particolare:
facoltà di registrare cessioni in vendita al PSV
facoltà di cedere il gas in stoccaggio
facoltà di incrementare la capacità conferita presso i punti di riconsegna
Inoltre ove l’esposizione superi il valore massimo verranno predisposte le azioni
funzionali al subentro nella fornitura dei clienti finali serviti direttamente o
indirettamente dall’utente
Tali azioni sono interrotte ove l’utente riporti tempestivamente l’esposizione di
competenza al di sotto dei valori ammissibili
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17. Ulteriori richieste di chiarimento pervenute
D: La possibilità di rinomina nel giorno gas è prevista solo per prelievi, stoccaggi e produzione
nazionale?
R: Sì, contestualmente all’introduzione del SBSM. Per gli altri punti (terminali GNL e importazioni) la
possibilità di rinomina verrà introdotta in un momento successivo in quanto richiede la definizione
delle modalità di coordinamento tra gli operatori interconnessi della gestione dei flussi fisici e
l’evoluzione delle modalità organizzative del dispacciamento fisico.
D: La riforma del mercato del bilanciamento prevede l’eliminazione della 3° e la 4° sessione del PSV
(dedicate ai flussi dei terminali)? E se le sessioni saranno mantenute, avranno natura fisica o
finanziaria?
R: L’Autorità ritiene opportuna la modifica degli attuali criteri di programmazione della rigassificazione
(come adottati dalle imprese di rigassificazione) in modo da consentire la definizione dei quantitativi
allocati agli utenti nel giorno gas e la possibilità per gli utenti di sfruttare le flessibilità offerte dai
terminali. Tali modifiche, che si ritiene possano essere sviluppate con gruppi di lavoro dedicati,
comporteranno l’eliminazione della 3° e 4° sessione del PSV. Con l’introduzione dell’SBSM non è
prevista la modifica delle predette sessioni che continueranno ad avere natura fisica nel senso che
interverranno sull’equazione di bilancio dell’utente e conseguentemente sul suo termine DS.
D: E’ possibile che per i terminali di Gnl possano essere previste delle soglie di tolleranza per i primi
periodi del mercato di bilanciamento?
R: Si ritiene che il prezzo di sbilanciamento formato sull’SBSM non contenga elementi di
penalizzazione e non sembra essere opportuno prevedere tolleranze.
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18. Ulteriori richieste di chiarimento pervenute
Modifica dei criteri di conferimento della capacità di trasporto nei punti di entrata/uscita interconnessi
con gli stoccaggi
D: Come verranno gestiti gli obblighi di conferimento? L’impresa di stoccaggio sarà tenuta a richiedere
tutta la capacità conferibile?
R: Si ritiene che l’impresa di stoccaggio debba richiedere la capacità di stoccaggio funzionale all’offerta
dei propri servizi di stoccaggio ossia quella corrispondente alla capacità di iniezione/erogazione
conferita.
D: Come verranno ripartiti tra gli utenti i costi della capacità di trasporto?
R: Si ritiene che questi costi debbano essere ripartiti mensilmente in funzione della capacità di
erogazione/iniezione detenuta da ciascun utente nel corso del mese (tenendo conto delle eventuali
cessioni di capacità fra utenti per periodi inferiore al mese).
D: In che punto della rete verrà consegnato il gas?
R: Nel punto virtuale della rete coincidente con l’hub di stoccaggio. Il gas immesso dagli stoccaggi non
è quindi distinguibile dal gas presente al PSV ed è immediatamente scambiabile. La localizzazione
del punto di riconsegna del gas è propedeutica alla risoluzione di eventuali congestioni di rete.
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19. Direzione mercati
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