Valul de căldură din vară a determinat cererea de răcire a Europei, împreună cu lipsa generării de energie regenerabilă, a aprovizionării cu energie nucleară și a creșterii costurilor gazelor naturale.
În acest context, țările europene și companiile energetice se confruntă cu unele decizii dificile. Actuala criză energetică a continentului este produsul unei multitudini de factori, dar modul în care răspunde la aceasta va modela instituțiile energetice ale Europei pentru anii și deceniile următoare.
Pentru a atenua cele mai grave efecte ale crizei, unii au cerut o extracție mai mare de combustibili fosili pe termen scurt, în timp ce alții au susținut o lansare masivă a energiei regenerabile pentru a reduce prețurile.
În acest moment, totuși, proprietarii de proiecte de centrale electrice se confruntă cu o dilemă: dacă să mărească proporția tranzacțiilor pe piața comercială a energiei electrice pentru a profita de prețurile ridicate sau să insiste asupra blocării în acorduri de cumpărare a energiei electrice (PPA) pe termen lung pentru asigurarea unor fluxuri de venituri mai stabile și previzibile?
Considerentul cheie aici este locul în care compania și piața cred că va ajunge prețul.
Prețul actual este la cel mai înalt punct din ultimii ani – prețul mediu pe piață la vedere este acum de peste 300 EUR/MWh (327 USD/MWh), în creștere de la aproximativ 50 EUR/MWh (54 USD/MWh) la sfârșitul anului 2019, în creștere de câteva ori .
Prețurile energiei electrice cresc în toată Europa din mai 2021
Reprezentat de Franța, prețul energiei electrice în diferite țări europene a crescut în ultimul timp. Prețul energiei electrice din Franța săptămâna trecută a fost de 383,14 euro pe MWh, în creștere cu peste 64 la sută față de săptămâna precedentă, urmată de Italia cu 369,07 euro, Austria cu 343,94 euro, Germania cu 323,34 euro și Grecia cu 312,67 euro.
Nimeni nu se așteaptă ca situația din Europa să se rezolve în curând, mai ales dacă Rusia va invada Ucraina, dar așteptările pieței și prețul energiei electrice vor fi factori cheie în deciziile privind acordurile și contractele.
De ce piața europeană a energiei este în criză?
Actuala criză energetică a Europei este rezultatul unei combinații de factori: evenimente naturale, acțiuni geopolitice, planificare strategică slabă și invazia rusă a Ucrainei. Combinația acestor factori a creat o furtună perfectă care a dus la creșterea prețurilor, guvernele s-au înfuriat și au remodelat politica energetică. În acest proces, consumatorii sunt răniți.
Furtuna a început iarna trecută când a fost deosebit de frig în Europa și Asia. Concurența în spațiul gazelor naturale lichefiate (GNL) este acerbă în aceste regiuni și, pe măsură ce economiile încep să se deschidă în urma blocajului COVID-19, concurența s-a intensificat, prețurile au crescut și, în acest proces, prețurile la electricitate .
Pentru a înrăutăți lucrurile, Europa are rezerve scăzute de gaze naturale, ceea ce a împins și mai mult prețurile și a stârnit o panică în aprovizionare. În plus, exporturile americane de GNL mai scăzute decât în mod normal către Europa și Asia, din cauza iernilor severe și a haosului din Texas, au pus o presiune în creștere asupra prețurilor.
Apoi, pe 24 februarie, Rusia a invadat Ucraina. Guvernele occidentale au impus rapid sancțiuni Rusiei și au cerut companiilor să-și sancționeze singure afacerile din Rusia. Majorările energetice BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor și TotalEnergies au tăiat relațiile cu Rusia sau au spus că vor face acest lucru.
De asemenea, Germania a refuzat să aprobe gazoductul Nord Stream 2 din Rusia către UE, ceea ce a făcut ca holdingul să intre în faliment. Toate acestea limitează și mai mult livrările de gaze naturale și cresc prețurile.
Țările europene au încercat să atenueze impactul sancțiunilor prin găsirea de surse alternative de gaze naturale. De exemplu, extinderea capacității gazoductului Medgaz care leagă Algeria și Spania, Bulgaria care conectează rețeaua de gaze cu România și Serbia, Polonia care conectează Danemarca și Bulgaria care face eforturi pentru conexiuni suplimentare cu Grecia.
Cu toate acestea, cele mai multe dintre aceste proiecte nu vor fi finalizate până la sfârșitul anului și, prin însăși natura lor, sunt regionale, nu la nivelul UE, ceea ce înseamnă că frenezia și frământările de pe piață vor continua pe termen scurt.
Unde vor ajunge prețurile la energie electrică?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analist european al energiei la BloombergNEF, a declarat că nimeni nu se așteaptă ca prețurile energiei electrice să scadă în curând la niveluri normale, iar evoluția prețurilor la energie electrică în acest an și anul viitor va depinde de mai mulți factori, cum ar fi prețul cărbunelui și gazului, vremea, neplanificatul. întreruperi nucleare, disponibilitatea producerii de energie regenerabilă și cererea de energie electrică etc.
Și, având în vedere că rezervele europene de gaze sunt încă scăzute, nu vă așteptați la vreo tendință de relaxare a concurenței în materie de resurse. Werner Trabesinger, șeful de produse cantitative la firma de consultanță pentru energie regenerabilă Pexapark, a declarat: „Pentru a atinge niveluri confortabile de stocare până în al patrulea trimestru al anului 2022, între consumul de gaz și rezervele de stocare, vor fi necesare cantități mari de GNL pe tot parcursul verii”.
„Acest lucru îi va pune pe cumpărătorii europeni în concurență directă cu jucătorii de pe piața asiatică de GNL, pe o piață mai strânsă în care volumele rusești de GNL au fost efectiv excluse”, a spus Trabesinger.
„Comisia Europeană a negociat pentru a diversifica sursele de aprovizionare cu gaze și a reduce cererea de importuri de gaze rusești”, a spus Savarimuthu. „Scenarii precum creșterea importurilor de GNL ar putea genera o primă, cu un impact pozitiv asupra prețurilor la gaze și energie electrică.
Trecerea la alți combustibili, cum ar fi cărbunele, ar putea ajuta la abordarea unei piețe de gaze strânse. Totuși, aceeași problemă apare aici. O mare parte a cărbunelui a fost obținut până acum din Rusia, iar competiția pentru găsirea cărbunelui alternativ se va intensifica. "
Conform prognozei ING, prețurile viitoare ale energiei de bază în economiile europene precum Franța, Germania, Belgia și Țările de Jos vor rămâne ridicate, la aproximativ 150 de euro/MWh (163 USD/MWh) pe tot parcursul anului 2022, cu o scădere în vară, dar vor crește din nou la aproximativ 175 EUR/MWh (190 USD/MWh) spre iarnă.
Situația actuală este foarte fluidă și imprevizibilă. „Prețul cu ridicata al energiei electrice în 2022 va fi mai volatil în comparație cu nivelurile din ultimul deceniu”. Savarimuthu a adăugat că furnizarea incertă de gaz va stimula o mai mare volatilitate pe piața de energie electrică.
„Cred că vom avea o altă perioadă foarte volatilă”, a spus Phil Grant, partener în grupul global de generare a energiei la consultanța energetică Baringa. „Afectează modul în care oamenii tranzacționează și așteptările lor de risc”.
Întrebarea lui Grant este: „În calitate de generator, doriți să blocați prețurile forward acum sau sunteți bucuros să călcați pe valul prețurilor comerciale?”
Contract PPA pe termen lung sau comerț pe piața comercială?
Cu prețurile crescând cu 8,1% în primul trimestru al anului 2022 și cu 27,5% în creștere față de an, piața europeană de PPA de energie regenerabilă este „mai competitivă ca niciodată”, potrivit LevelTen Energy. Înainte de conflictul din Ucraina, prețurile erau de așteptat să se stabilească în acest an, iar acum au urcat timp de patru trimestre consecutive.
Indicele de prețuri PPA Q1 2022 european de la LevelTen a remarcat că cererea puternică de energie regenerabilă a dus la o lipsă de opțiuni de proiect pentru achiziționare. Potrivit unui rezumat al celor mai mici 25% din ofertele solare, indicele P25 a crescut cu 4,1%, ajungând acum la 49,92 EUR/MWh (54,1 USD/MWh), în creștere cu 20% (8,32 EUR/MWh) față de anul precedent.
Indicele prețurilor Solar P25 în funcție de țările europene
„Acest apetit de cumpărător creează rapid un dezechilibru între cererea și oferta de surse regenerabile, deoarece dezvoltatorii se luptă să țină pasul cu cererea”.
„Cred că piața PPA va continua să crească”, a declarat Gregor McDonald, șeful de tranzacționare și PPA la European Energy AS. "Dar nu cred că va fi o corespondență unu-la-unu cu piața angro. Evident, trebuie luați în considerare diferiți termeni contractuali."
Dar ce înseamnă acest lucru pentru fluxurile de venituri ale generatorilor, producătorii de energie intenționează să vândă prin PPA-uri și procentul de electricitate tranzacționat pe piața spot?
Nu există un răspuns corect sau greșit la această întrebare, „este o decizie bazată pe un portofoliu de proiecte deținute de dezvoltatori individuali sau producători independenți de energie (IPP), ceea ce nu este o simplă alegere binară, având în vedere structura comercială complexă a multor proiecte. "
La sfârșitul zilei, este o chestiune de risc și așteptările acționarilor, iar același portofoliu sau activ poate lua decizii extrem de diferite doar din cauza structurii de capital care le susține. "
Grant a sugerat că, dacă proprietarul este o companie de infrastructură, un fond de pensii sau o companie de energie regenerabilă cotată la bursă, ar putea fi prudent să eliminați riscul și să blocați un contract PPA de trei până la cinci ani.
„Vor fi contracte premium și, în condițiile actuale de piață, valoarea în numerar poate fi mai mică decât alternativele comerciale, dar este și o lume mult mai puțin riscantă”.
Potrivit lui Pietro Radoia, analist senior la BNEF, apetitul investitorilor pentru riscul de afaceri este în creștere, în parte din cauza unei nepotriviri între așteptările din partea vânzării și cele din partea off-take pentru PPA-urile pe termen lung.
Cu toate acestea, pentru instituțiile mari, marile companii energetice și firmele comerciale consacrate care s-au bucurat în mod tradițional de piețele comerciale, riscul mai mare al activelor are sens, având în vedere capacitatea acestor instituții de a-și monetiza eficient portofoliile. Grant susține acest punct de vedere.
În același timp, Pexapark vede provocări din ce în ce mai mari pentru tranzacțiile PPA pe termen lung ale utilităților, doar o mică parte din creșterea recentă a prețurilor cu ridicata se traduce prin prețuri mai bune pentru PPA, deoarece cumpărătorii au început să stabilească prețuri în tranzacții. Inclusiv amortizoarele de risc extrem, „Ne așteptăm ca nivelurile extreme ale prețurilor din partea inițială a curbei curente de lichiditate să se traducă într-o activitate PPA mai mare și pe o durată mai scurtă”.
„Pe lângă prețurile de vânzare cu ridicata mai mari, scadențele mai scurte ale lichidității îi expun pe aceștia la un risc mai puțin care nu poate fi acoperit, reducând astfel rezervele de risc și îmbunătățind concurența între aceștia.”
Desigur, este puțin probabil ca managerii de portofoliu să fie pe deplin implicați în unul sau altul, dar în orice moment pot fi influențați de produse susținute de guvern, PPA-uri cu preț fix, PPA-uri flotante și un amestec de piață comercială. Grant a spus că managerii iau în considerare nivelurile viitoare ale prețurilor și evenimentele geopolitice atunci când decid cu privire la balanța investițiilor comerciale.
Când vine vorba de contractanți corporativi, Grant a spus că prețurile vor începe să scadă din nou anul viitor și, având în vedere acest lucru, este puțin probabil ca aceste entități să încheie contracte pe termen lung (trei până la cinci ani, crede el) la prețurile curente ale energiei electrice, înainte de a stabili prețul viitorului În absența unui consens, industria a apelat la PPA-uri mai scurte.
McDonald a remarcat că atunci când vine vorba de proiecte mai noi, „puteți câștiga bani în avans cu mai multe soluții de piață și acoperire decât cu PPA-uri pe termen lung”.
Piața angro a crescut, dar prețul PPA nu a ținut pasul, a spus McDonald. „Pe o piață mai lichidă, dacă câștigi la fel de mulți bani pe piața angro în cinci ani cât câștigi în zece ani printr-un PPA, atunci PPA nu mai arată la fel de bine ca înainte”.
Cel mai mare avantaj al intrării pe piața angro față de PPA este că puteți tranzacționa rapid. McDonald a explicat că dacă treceți la un produs standardizat de încărcare de referință și sunteți capabil să faceți față riscului de asumare, puteți executa tranzacții în câteva minute, iar ora de închidere a PPA este lunar, ceea ce îngreunează cu adevărat piața de astăzi.
Pe de altă parte, LevelTen a spus: „Pentru a concura pe o piață din ce în ce mai competitivă, cumpărătorii corporativi trebuie să-și înțeleagă temeinic obiectivele, să fie flexibili atunci când contractează și să încheie rapid tranzacții”.
De asemenea, entitățile comerciale, cum ar fi supermarketurile sau centrele de date, ar putea dori să încheie contracte foarte lungi de 10-15 ani cu generatorii dacă pot obține prețul corect.
„Dacă pot bloca contracte la 40-50 £/MWh ($59-66/MWh), atunci ar fi atractiv, dar ar fi un contract bilateral cu un singur generator, nu în implementarea actuală a pieței. o strategie de acoperire”.