Sommerens hedebølge har drevet Europas efterspørgsel efter afkøling, kombineret med manglen på vedvarende energiproduktion, atomkraftforsyning og skyhøje naturgasomkostninger.
På denne baggrund står europæiske lande og elselskaber over for nogle svære beslutninger. Kontinentets nuværende energikrise er et produkt af et utal af faktorer, men den måde, den reagerer på den, vil forme Europas energiinstitutioner i de kommende år og årtier.
For at afbøde de værste følger af krisen har nogle opfordret til større udvinding af fossile brændstoffer på kort sigt, mens andre har slået til lyd for en massiv udrulning af vedvarende energi for at presse priserne ned.
I øjeblikket står ejere af kraftværksprojekter imidlertid over for et dilemma: om de skal øge andelen af transaktioner på det kommercielle elmarked for at drage fordel af høje priser eller insistere på at fastlåse langsigtede elkøbsaftaler (PPA'er). sikre mere stabile, forudsigelige indtægtsstrømme ?
Det vigtigste her er, hvor virksomheden og markedet tror, prisen vil gå hen.
Den nuværende pris er på det højeste punkt i årevis – den gennemsnitlige spotmarkedspris er nu over 300 €/MWh ($327/MWh), op fra omkring 50 €/MWh ($54/MWh) ved udgangen af 2019, flere gange flere gange .
Elpriserne er steget i hele Europa siden maj 2021
Repræsenteret af Frankrig er elprisen i forskellige europæiske lande steget kraftigt på det seneste. Frankrigs elpris i sidste uge var 383,14 euro per MWh, en stigning på mere end 64 procent i forhold til ugen før, efterfulgt af Italien til 369,07 euro, Østrig med 343,94 euro, Tyskland med 323,34 euro og Grækenland med 312,67 euro.
Ingen forventer, at situationen i Europa vil blive løst på noget tidspunkt, især hvis Rusland invaderer Ukraine, men markedsforventninger og elprisforventninger vil være nøglefaktorer i aftaler og kontraktbeslutninger.
Hvorfor er det europæiske energimarked i krise?
Europas nuværende energikrise er resultatet af en kombination af faktorer: naturbegivenheder, geopolitiske handlinger, dårlig strategisk planlægning og den russiske invasion af Ukraine. Kombinationen af disse faktorer skabte en perfekt storm, der fik priserne til at stige, regeringerne blev vrede og omformede energipolitikken. I processen kommer forbrugerne til skade.
Stormen startede sidste vinter, da det var særligt koldt i Europa og Asien. Konkurrencen på området for flydende naturgas (LNG) er hård i disse regioner, og efterhånden som økonomierne begynder at åbne sig i kølvandet på COVID-19-lockdowns, er konkurrencen blevet intensiveret, priserne er steget, og i processen er elpriserne .
For at gøre ondt værre har Europa lave naturgasreserver, hvilket har presset priserne yderligere op og udløst en forsyningspanik. Hertil kommer, at lavere end normalt amerikansk LNG-eksport til Europa og Asien på grund af strenge vintre og kaos i Texas satte yderligere opadgående pres på priserne.
Så, den 24. februar, invaderede Rusland Ukraine. Vestlige regeringer indførte hurtigt sanktioner mod Rusland og opfordrede virksomheder til at sanktionere deres forretning i Rusland på egen hånd. De store energiselskaber BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor og TotalEnergies har afbrudt forbindelserne med Rusland eller sagt, at de ville gøre det.
Tyskland nægtede også at godkende Nord Stream 2-gasrørledningen fra Rusland til EU, hvilket fik holdingselskabet til at gå konkurs. Alt dette begrænser naturgasforsyningen yderligere og presser priserne op.
Europæiske lande har forsøgt at afbøde virkningen af sanktioner ved at finde alternative kilder til naturgas. For eksempel udvidelse af kapaciteten på Medgaz-gasrørledningen, der forbinder Algeriet og Spanien, Bulgarien, der forbinder gasnettet med Rumænien og Serbien, Polen, der forbinder Danmark, og Bulgarien presser på for yderligere forbindelser til Grækenland.
Alligevel vil de fleste af disse projekter ikke være afsluttet inden udgangen af året, og i sagens natur er de regionale, ikke EU-dækkende, hvilket betyder, at vanvid og uro på markedet vil fortsætte på kort sigt.
Hvor bliver elpriserne af?
Kesavarthiniy Savarimuthu, europæisk energianalytiker hos BloombergNEF, sagde, at ingen forventer, at elpriserne snart vil falde tilbage til normale niveauer, og at udviklingen i elpriserne i år og næste år vil afhænge af flere faktorer, såsom kul- og gaspriser, vejr, uplanlagte atomafbrydelser, tilgængelighed af vedvarende energiproduktion og efterspørgsel efter elektricitet osv.
Og med de europæiske gasreserver stadig lave, forvent ikke nogen aftagende tendens i ressourcekonkurrencen. Werner Trabesinger, chef for kvantitative produkter hos konsulentfirmaet Pexapark for vedvarende energi, sagde: "For at nå komfortable lagerniveauer i fjerde kvartal af 2022, mellem gasforbrug og genopfyldning af lager, vil der være behov for store mængder LNG hele sommeren."
"Dette vil sætte europæiske købere i direkte konkurrence med aktører på det asiatiske LNG-marked på et strammere marked, hvor russiske LNG-mængder reelt er blevet udelukket," sagde Trabesinger.
"Europa-Kommissionen har forhandlet om at diversificere gasforsyningskilderne og reducere efterspørgslen efter russisk gasimport," sagde Savarimuthu. "Scenarier såsom øget LNG-import kan generere en præmie med en positiv indvirkning på gas- og elpriserne.
Et skift til andre brændstoffer, såsom kul, kunne hjælpe med at løse et stramt gasmarked. Det samme problem opstår dog her. Meget af stenkullet er indtil videre hentet fra Rusland, og konkurrencen om at finde alternativt kul vil skærpes. "
Ifølge ING's prognose vil fremtidige basisenergipriser i europæiske økonomier som Frankrig, Tyskland, Belgien og Holland forblive høje på omkring 150 euro/MWh ($163/MWh) i hele 2022, med et fald om sommeren, men vil stige igen til omkring €175/MWh ($190/MWh) på vej ind i vinteren.
Den nuværende situation er meget flydende og uforudsigelig. "Engrosprisen på elektricitet i 2022 vil være mere volatil sammenlignet med niveauet i det seneste årti." Savarimuthu tilføjede, at den usikre gasforsyning vil anspore til mere volatilitet på elmarkedet.
"Jeg tror, vi får endnu en meget ustabil periode," sagde Phil Grant, en partner i den globale elproduktionsgruppe hos energikonsulentfirmaet Baringa. "Det påvirker, hvordan folk handler og deres forventninger til risiko."
Grants spørgsmål er: "Vil du som generator fastholde terminspriser nu, eller er du glad for at ride på bølgen af kommercielle priser?"
PPA langtidskontrakt eller kommerciel markedshandel?
Med priser, der steg 8,1 procent i første kvartal af 2022 og steg 27,5 procent år-til-år, er det europæiske PPA-marked for vedvarende energi "mere konkurrencedygtigt end nogensinde", ifølge LevelTen Energy. Før Ukraine-konflikten forventedes priserne at flade ud i år og er nu steget i fire kvartaler i træk.
LevelTens europæiske Q1 2022 PPA-prisindeks bemærkede, at en stærk efterspørgsel efter vedvarende energi har ført til mangel på projektmuligheder. Ifølge en oversigt over de laveste 25 procent af solcelletilbud steg P25-indekset 4,1 procent til nu at stå på €49,92/MWh ($54,1/MWh), en stigning på 20 procent (€8,32/MWh) år-til-år.
Solar P25-prisindeks efter europæiske lande
"Denne køberappetit skaber hurtigt en ubalance mellem udbud og efterspørgsel efter vedvarende energi, da udviklere kæmper for at holde trit med efterspørgslen."
"Jeg tror, PPA-markedet vil fortsætte med at stige," sagde Gregor McDonald, chef for handel og PPA'er hos European Energy AS. "Men jeg tror ikke, det bliver en en-til-en korrespondance med engrosmarkedet. Det er klart, at der skal tages hensyn til forskellige kontraktvilkår."
Men hvad betyder det for generatorens indtægtsstrømme, elproducenterne planlægger at sælge gennem elkøbsaftaler og procentdelen af elektricitet, der handles på spotmarkedet?
Der er ikke noget rigtigt eller forkert svar på dette spørgsmål, "det er en beslutning baseret på en portefølje af projekter ejet af individuelle udviklere eller uafhængige strømproducenter (IPP'er), hvilket ikke er et simpelt binært valg i betragtning af den komplekse kommercielle struktur i mange projekter. "
I sidste ende er det et spørgsmål om risiko og aktionærernes forventninger, og den samme portefølje eller aktiv kan træffe vildt forskellige beslutninger blot på grund af den kapitalstruktur, der ligger til grund for dem. "
Grant foreslog, at hvis ejeren er en infrastrukturvirksomhed, en pensionsfond eller et offentligt handlet selskab for vedvarende energi, kan det være fornuftigt at fjerne risikoen og fastlåse en PPA-kontrakt på tre til fem år.
"De bliver premium-kontrakter, og med de nuværende markedsforhold kan kontantværdien være lavere end kommercielle alternativer, men det er også en meget mindre risikabel verden."
Ifølge Pietro Radoia, en senioranalytiker hos BNEF, vokser investorernes appetit på forretningsrisici, delvist på grund af et misforhold mellem salgs- og frasalgs-sidens forventninger til langsigtede PPA'er.
For store institutioner, store energiselskaber og etablerede handelsvirksomheder, der traditionelt har haft kommercielle markeder, giver højere aktivrisiko dog mening i betragtning af disse institutioners evne til effektivt at tjene penge på deres porteføljer. Grant støtter dette synspunkt.
Samtidig ser Pexapark stigende udfordringer for langsigtede PPA-aftaler fra forsyningsselskaber, hvor kun en lille brøkdel af den seneste stigning i engrospriser udmønter sig i bedre PPA-priser, efterhånden som aftagere er begyndt at prissætte aftaler. Inklusive ekstreme risikobuffere, "Vi forventer, at ekstreme prisniveauer på forenden af den nuværende likviditetskurve vil udmønte sig i mere PPA-aktivitet med kortere varighed."
"Ud over højere engrossalgspriser udsætter kortere likviditetsløbetider aftagere for mindre uafhændelig risiko, hvilket reducerer risikobuffere og forbedrer konkurrencen blandt aftagere."
Selvfølgelig er det usandsynligt, at porteføljeforvaltere vil være fuldt ud forpligtet til det ene eller det andet, men kan på ethvert tidspunkt blive påvirket af statsstøttede produkter, fastpris-PPA'er, flydende PPA'er og noget kommercielt markedsmix. Grant sagde, at ledere overvejer fremtidige prisniveauer og geopolitiske begivenheder, når de beslutter sig for balancen mellem handelsinvesteringer.
Når det kommer til virksomheders aftagere, sagde Grant, at priserne forventes at begynde at falde igen næste år, og i betragtning af det, er det usandsynligt, at disse enheder låser sig fast i langsigtede (tre til fem år, mener han) kontrakter til nuværende elpriser, før prisfastsættelse af fremtiden I mangel af konsensus har industrien vendt sig til kortere elkøbsaftaler.
McDonald bemærkede, at når det kommer til nyere projekter, "kan du tjene penge på forhånd med flere markedsløsninger og afdækning end med langsigtede PPA'er."
Engrosmarkedet er steget, men PPA-priserne har ikke holdt trit, sagde McDonald. "På et mere likvidt marked, hvis du tjener lige så mange penge på engrosmarkedet på fem år, som du tjener på ti år gennem en PPA, så ser PPA ikke så godt ud, som det plejede at være."
Den største fordel ved at komme ind på engrosmarkedet frem for PPA'er er, at du kan handle hurtigt. McDonald forklarede, at hvis du skifter til et standardiseret benchmark-belastningsprodukt og er i stand til at håndtere aftaksrisiko, kan du udføre handler på få minutter, og PPA's lukketid er på månedsbasis, hvilket virkelig hæmmer markedet i dag.
På den anden side sagde LevelTen: "For at kunne konkurrere på et stadig mere konkurrencepræget marked, skal virksomhedernes købere grundigt forstå deres mål, være fleksible, når de indgår kontrakter og lukke handler hurtigt."
Kommercielle enheder som f.eks. supermarkeder eller datacentre kan også ønske at indgå meget lange kontrakter på 10-15 år med generatorer, hvis de kan få den rigtige pris.
"Hvis de kan låse kontrakter til £40-50/MWh ($59-66/MWh), ville det være attraktivt, men det ville være en bilateral kontrakt med en enkelt generator, ikke i det nuværende markedsimplementering en afdækningsstrategi."