Letnia fala upałów spowodowała zapotrzebowanie Europy na chłodzenie, w połączeniu z brakiem wytwarzania energii odnawialnej, dostaw energii jądrowej i gwałtownie rosnących kosztów gazu ziemnego.
W tym kontekście kraje europejskie i przedsiębiorstwa energetyczne stoją przed trudnymi decyzjami. Obecny kryzys energetyczny na kontynencie jest wynikiem niezliczonych czynników, ale sposób, w jaki na niego zareaguje, będzie kształtował europejskie instytucje energetyczne na wiele lat i dziesięcioleci.
Aby złagodzić najgorsze skutki kryzysu, niektórzy wezwali do większego wydobycia paliw kopalnych w krótkim okresie, podczas gdy inni opowiadali się za masowym wprowadzeniem energii odnawialnej w celu obniżenia cen.
W tej chwili jednak właściciele projektów elektrowni stają przed dylematem: czy zwiększyć udział transakcji na komercyjnym rynku energii elektrycznej, aby skorzystać z wysokich cen, czy też nalegać na zablokowanie długoterminowych umów zakupu energii (PPA) w celu zapewnienia bardziej stabilnych, przewidywalnych strumieni przychodów?
Kluczową kwestią jest to, gdzie firma i rynek myślą, że cena pójdzie.
Obecna cena jest najwyższa od lat – średnia cena na rynku spot wynosi obecnie ponad 300 EUR/MWh (327 USD/MWh), w porównaniu z około 50 EUR/MWh (54 USD/MWh) na koniec 2019 r., kilkakrotnie więcej.
Ceny energii elektrycznej rosną w całej Europie od maja 2021 r.
Reprezentowana przez Francję cena energii elektrycznej w różnych krajach europejskich wzrosła ostatnio. Cena energii elektrycznej we Francji w zeszłym tygodniu wyniosła 383,14 euro za MWh, co stanowi wzrost o ponad 64% w porównaniu z poprzednim tygodniem, a następnie we Włoszech na poziomie 369,07 euro, w Austrii na poziomie 343,94 euro, w Niemczech na poziomie 323,34 euro i Grecji na poziomie 312,67 euro.
Nikt nie spodziewa się, że sytuacja w Europie zostanie rozwiązana w najbliższym czasie, zwłaszcza jeśli Rosja zaatakuje Ukrainę, ale oczekiwania rynkowe i oczekiwania dotyczące cen energii elektrycznej będą kluczowymi czynnikami w decyzjach dotyczących transakcji i kontraktów.
Dlaczego europejski rynek energii znajduje się w kryzysie?
Obecny kryzys energetyczny w Europie jest wynikiem kombinacji czynników: wydarzeń naturalnych, działań geopolitycznych, złego planowania strategicznego i rosyjskiej inwazji na Ukrainę. Połączenie tych czynników stworzyło doskonałą burzę, która spowodowała gwałtowny wzrost cen, rządy rozgniewały i zmieniły politykę energetyczną. W tym procesie konsumenci są poszkodowani.
Burza rozpoczęła się zeszłej zimy, kiedy było szczególnie zimno w Europie i Azji. Konkurencja w obszarze skroplonego gazu ziemnego (LNG) jest ostra w tych regionach, a ponieważ gospodarki zaczynają się otwierać w następstwie blokad COVID-19, konkurencja nasiliła się, ceny wzrosły, a przy tym ceny energii elektrycznej.
Co gorsza, Europa ma niskie rezerwy gazu ziemnego, co jeszcze bardziej podniosło ceny i wywołało panikę podażową. Ponadto niższy niż normalnie eksport amerykańskiego LNG do Europy i Azji z powodu ostrych zim i chaosu w Teksasie wywarł dalszą presję na wzrost cen.
Następnie, 24 lutego, Rosja zaatakowała Ukrainę. Zachodnie rządy szybko nałożyły sankcje na Rosję i wezwały firmy do samodzielnego nałożenia sankcji na ich działalność w Rosji. Główne firmy energetyczne BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor i TotalEnergies zerwały więzi z Rosją lub zapowiedziały, że to zrobią.
Niemcy odmówiły również zatwierdzenia gazociągu Nord Stream 2 z Rosji do UE, co spowodowało bankructwo holdingu. Wszystko to dodatkowo ogranicza dostawy gazu ziemnego i podnosi ceny.
Kraje europejskie próbowały złagodzić skutki sankcji, znajdując alternatywne źródła gazu ziemnego. Na przykład zwiększenie przepustowości gazociągu Medgaz łączącego Algierię i Hiszpanię, Bułgaria łącząca sieć gazową z Rumunią i Serbią, Polska łącząca Danię i Bułgaria naciska na dalsze połączenia z Grecją.
Mimo to większość z tych projektów nie zostanie ukończona do końca roku, a ze względu na swój charakter są one regionalne, a nie ogólnounijne, co oznacza, że szaleństwo i zamieszanie na rynku będą kontynuowane w krótkim okresie.
Gdzie pójdą ceny energii elektrycznej?
Kesavarthiniy Savarimuthu, europejski analityk ds. Energii w BloombergNEF, powiedział, że nikt nie spodziewa się, że ceny energii elektrycznej spadną do normalnych poziomów w najbliższym czasie, a ewolucja cen energii elektrycznej w tym i przyszłym roku będzie zależeć od kilku czynników, takich jak ceny węgla i gazu, pogoda, nieplanowane przerwy w dostawie energii jądrowej, dostępność wytwarzania energii odnawialnej i zapotrzebowanie na energię elektryczną itp.
A ponieważ europejskie rezerwy gazu są nadal niskie, nie należy spodziewać się łagodzenia tendencji w konkurencji o zasoby. Werner Trabesinger, szef produktów ilościowych w firmie konsultingowej Pexapark zajmującej się energią odnawialną, powiedział: "Aby osiągnąć komfortowy poziom magazynowania do czwartego kwartału 2022 r., Między zużyciem gazu a uzupełnieniami magazynowymi, duże ilości LNG będą wymagane przez całe lato. "
"To postawi europejskich nabywców w bezpośredniej konkurencji z graczami na azjatyckim rynku LNG, na ciaśniejszym rynku, na którym rosyjskie ilości LNG zostały skutecznie wykluczone" - powiedział Trabesinger.
"Komisja Europejska negocjuje dywersyfikację źródeł dostaw gazu i zmniejszenie popytu na import rosyjskiego gazu" - powiedział Savarimuthu. "Scenariusze takie jak zwiększony import LNG mogą wygenerować premię, co pozytywnie wpłynie na ceny gazu i energii elektrycznej.
Przejście na inne paliwa, takie jak węgiel, może pomóc w rozwiązaniu problemu ciasnego rynku gazu. Jednak ten sam problem pojawia się tutaj. Znaczna część węgla kamiennego pochodziła dotychczas z Rosji, a rywalizacja o znalezienie alternatywnego węgla będzie się nasilać. "
Zgodnie z prognozą ING, przyszłe podstawowe ceny energii w gospodarkach europejskich, takich jak Francja, Niemcy, Belgia i Holandia, pozostaną wysokie na poziomie około 150 euro / MWh (163 USD / MWh) przez cały 2022 r., Ze spadkiem latem, ale wzrosną ponownie do około 175 EUR / MWh (190 USD / MWh) w zimie.
Obecna sytuacja jest bardzo płynna i nieprzewidywalna. "Hurtowa cena energii elektrycznej w 2022 r. będzie bardziej zmienna w porównaniu z poziomami z ostatniej dekady". Savarimuthu dodał, że niepewne dostawy gazu spowodują większą zmienność na rynku energii elektrycznej.
"Myślę, że czeka nas kolejny bardzo niestabilny okres" - powiedział Phil Grant, partner w globalnej grupie energetycznej w firmie konsultingowej Baringa. "Wpływa to na sposób, w jaki ludzie handlują i ich oczekiwania dotyczące ryzyka".
Pytanie Granta brzmi: "Czy jako generator chcesz teraz zablokować ceny terminowe, czy też jesteś szczęśliwy, że możesz jeździć na fali cen komercyjnych?"
Długoterminowy kontrakt PPA czy handel na rynku komercyjnym?
Przy wzroście cen o 8,1% w pierwszym kwartale 2022 r. i wzroście o 27,5% rok do roku, europejski rynek PPA energii odnawialnej jest "bardziej konkurencyjny niż kiedykolwiek", zgodnie z LevelTen Energy. Przed konfliktem na Ukrainie oczekiwano, że ceny wyrównają się w tym roku i teraz rosną przez cztery kwartały z rzędu.
Europejski indeks cen PPA LevelTen za 1 kwartał 2022 r. zauważył, że silny popyt na energię odnawialną doprowadził do niedoboru opcji projektów odpływowych. Według podsumowania najniższych 25% ofert energii słonecznej, indeks P25 wzrósł o 4,1%, osiągając obecnie poziom 49,92 EUR/MWh (54,1 USD/MWh), co stanowi wzrost o 20% (8,32 EUR/MWh) rok do roku.
Indeks cen energii słonecznej P25 według krajów europejskich
"Ten apetyt nabywców szybko tworzy nierównowagę między podażą a popytem na odnawialne źródła energii, ponieważ deweloperzy walczą o dotrzymanie kroku popytowi".
"Myślę, że rynek PPA będzie nadal rósł" - powiedział Gregor McDonald, szef handlu i umów PPA w European Energy AS. "Ale nie sądzę, że będzie to korespondencja jeden do jednego z rynkiem hurtowym. Oczywiście należy wziąć pod uwagę różne warunki umowy".
Ale co to oznacza dla strumieni przychodów wytwórców, wytwórców energii planują sprzedaż za pośrednictwem umów PPA i odsetka energii elektrycznej sprzedawanej na rynku spot?
Nie ma dobrej ani złej odpowiedzi na to pytanie: "jest to decyzja oparta na portfelu projektów należących do indywidualnych deweloperów lub niezależnych producentów energii (IPP), co nie jest prostym wyborem binarnym, biorąc pod uwagę złożoną strukturę komercyjną wielu projektów".
Ostatecznie jest to kwestia ryzyka i oczekiwań akcjonariuszy, a ten sam portfel lub aktywa mogą podejmować bardzo różne decyzje tylko ze względu na strukturę kapitałową, która je wspiera. "
Grant zasugerował, że jeśli właścicielem jest firma infrastrukturalna, fundusz emerytalny lub notowana na giełdzie spółka zajmująca się energią odnawialną, rozsądne może być usunięcie ryzyka i zablokowanie umowy PPA na okres od trzech do pięciu lat.
"Będą to kontrakty premium, a przy obecnych warunkach rynkowych wartość gotówkowa może być niższa niż komercyjne alternatywy, ale jest to również znacznie mniej ryzykowny świat".
Według Pietro Radoia, starszego analityka w BNEF, apetyt inwestorów na ryzyko biznesowe rośnie, częściowo z powodu niedopasowania między oczekiwaniami po stronie sprzedaży i od strony odbioru dla długoterminowych umów PPA.
Jednak w przypadku dużych instytucji, dużych firm energetycznych i uznanych firm handlowych, które tradycyjnie korzystały z rynków komercyjnych, wyższe ryzyko aktywów ma sens, biorąc pod uwagę zdolność tych instytucji do skutecznego zarabiania na swoich portfelach. Grant popiera ten pogląd.
Jednocześnie Pexapark widzi rosnące wyzwania dla długoterminowych umów PPA przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, a tylko niewielka część niedawnego wzrostu cen hurtowych przekłada się na lepsze ceny PPA, ponieważ odbiorcy zaczęli wyceniać w transakcjach. Uwzględniając ekstremalne ryzyka, Spodziewamy się, że ekstremalne poziomy cen na przednim końcu obecnej krzywej płynności przełożą się na większą, krótszą aktywność PPA.
Oprócz wyższych hurtowych cen sprzedaży, krótsze terminy zapadalności płynności narażają odbiorców na mniejsze ryzyko, zmniejszając w ten sposób ryzyka i poprawiając konkurencję między odbiorcami,
Oczywiście jest mało prawdopodobne, aby zarządzający portfelami byli w pełni zaangażowani w jedno lub drugie, ale w dowolnym momencie mogą być pod wpływem produktów wspieranych przez rząd, umów PPA o stałej cenie, zmiennych umów PPA i niektórych komercyjnych miksów rynkowych. Grant powiedział, że menedżerowie biorą pod uwagę przyszłe poziomy cen i wydarzenia geopolityczne przy podejmowaniu decyzji o saldzie inwestycji handlowych.
Jeśli chodzi o odbiorców korporacyjnych, Grant powiedział, że oczekuje się, że ceny zaczną ponownie spadać w przyszłym roku, a biorąc pod uwagę, że jest mało prawdopodobne, aby podmioty te zablokowały długoterminowe (trzy do pięciu lat, jak uważa) kontrakty po obecnych cenach energii elektrycznej, przed wyceną przyszłości W przypadku braku konsensusu branża zwróciła się do krótszych umów PPA.
McDonald zauważył, że jeśli chodzi o nowsze projekty, "możesz zarabiać pieniądze z góry dzięki większej liczbie rozwiązań rynkowych i hedgingu niż w przypadku długoterminowych umów PPA".
Rynek hurtowy skoczył, ale ceny PPA nie nadążają za tempem, powiedział McDonald. "Na bardziej płynnym rynku, jeśli zarobisz tyle pieniędzy na rynku hurtowym w ciągu pięciu lat, co w ciągu dziesięciu lat dzięki PPA, to PPA nie wygląda tak dobrze, jak kiedyś."
Największą zaletą wejścia na rynek hurtowy w stosunku do umów PPA jest to, że możesz szybko handlować. McDonald wyjaśnił, że jeśli przejdziesz na znormalizowany produkt obciążenia benchmarkowego i będziesz w stanie poradzić sobie z ryzykiem odjęcia, możesz wykonywać transakcje w ciągu kilku minut, a czas zamknięcia PPA jest miesięczny, co naprawdę utrudnia dzisiejszy rynek.
Z drugiej strony, LevelTen powiedział: "Aby konkurować na coraz bardziej konkurencyjnym rynku, nabywcy korporacyjni muszą dokładnie zrozumieć swoje cele, być elastyczni podczas zawierania umów i szybko zawierać transakcje".
Ponadto podmioty komercyjne, takie jak supermarkety lub centra danych, mogą chcieć zablokować bardzo długie, 10-15-letnie umowy z generatorami, jeśli mogą uzyskać odpowiednią cenę.
"Jeśli mogą zablokować kontrakty na 40-50 GBP / MWh (59-66 USD / MWh), byłoby to atrakcyjne, ale byłaby to dwustronna umowa z jednym wytwórcą, a nie na obecnym rynku wdrażać strategię zabezpieczającą. "