De zomerhittegolf heeft de vraag naar koeling in Europa gestimuleerd, in combinatie met het gebrek aan duurzame energieopwekking, kernenergievoorziening en stijgende aardgaskosten.
Tegen deze achtergrond staan Europese landen en energiebedrijven voor enkele moeilijke beslissingen. De huidige energiecrisis van het continent is het product van een groot aantal factoren, maar de manier waarop het erop reageert, zal de energie-instellingen van Europa voor de komende jaren en decennia vormgeven.
Om de ergste gevolgen van de crisis op te vangen, hebben sommigen opgeroepen tot meer winning van fossiele brandstoffen op korte termijn, terwijl anderen hebben gepleit voor een massale uitrol van hernieuwbare energie om de prijzen te verlagen.
Op dit moment worden eigenaren van elektriciteitscentrales echter geconfronteerd met een dilemma: of ze het aandeel transacties op de commerciële elektriciteitsmarkt moeten vergroten om te profiteren van hoge prijzen, of aandringen op het vastleggen van langlopende stroomafnameovereenkomsten (PPA's) om zorgen voor stabielere, voorspelbare inkomstenstromen ?
De belangrijkste overweging hier is waar het bedrijf en de markt denken dat de prijs zal gaan.
De huidige prijs is op het hoogste punt in jaren - de gemiddelde spotmarktprijs is nu meer dan € 300/MWh ($ 327/MWh), een stijging van ongeveer € 50/MWh ($ 54/MWh) eind 2019, meerdere malen hoger .
Elektriciteitsprijzen stijgen sinds mei 2021 in heel Europa
Vertegenwoordigd door Frankrijk, is de prijs van elektriciteit in verschillende Europese landen de laatste tijd enorm gestegen. De elektriciteitsprijs van Frankrijk vorige week was 383,14 euro per MWh, een stijging van meer dan 64 procent ten opzichte van de vorige week, gevolgd door Italië met 369,07 euro, Oostenrijk met 343,94 euro, Duitsland met 323,34 euro en Griekenland met 312,67 euro.
Niemand verwacht dat de situatie in Europa snel zal worden opgelost, vooral niet als Rusland Oekraïne binnenvalt, maar marktverwachtingen en elektriciteitsprijsverwachtingen zullen sleutelfactoren zijn bij deal- en contractbeslissingen.
Waarom verkeert de Europese energiemarkt in een crisis?
De huidige energiecrisis in Europa is het resultaat van een combinatie van factoren: natuurlijke gebeurtenissen, geopolitieke acties, slechte strategische planning en de Russische invasie van Oekraïne. De combinatie van deze factoren zorgde voor een perfecte storm die de prijzen deed stijgen, regeringen boos maakte en het energiebeleid hervormde. In het proces worden consumenten gekwetst.
De storm begon afgelopen winter toen het bijzonder koud was in Europa en Azië. De concurrentie op het gebied van vloeibaar aardgas (LNG) is hevig in deze regio's, en naarmate economieën zich beginnen open te stellen in de nasleep van de COVID-19-lockdowns, is de concurrentie geïntensiveerd, zijn de prijzen gestegen en zijn de elektriciteitsprijzen gestegen .
Om de zaken nog erger te maken, heeft Europa lage aardgasreserves, wat de prijzen verder heeft opgedreven en een aanbodpaniek heeft veroorzaakt. Bovendien zorgde de lager dan normale LNG-export uit de VS naar Europa en Azië als gevolg van strenge winters en chaos in Texas voor verdere opwaartse druk op de prijzen.
Toen, op 24 februari, viel Rusland Oekraïne binnen. Westerse regeringen legden Rusland snel sancties op en riepen bedrijven op om zelf sancties op te leggen voor hun zaken in Rusland. Energiegiganten BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor en TotalEnergies hebben de banden met Rusland verbroken of zeiden dat ze dat zouden doen.
Duitsland weigerde ook de Nord Stream 2-gaspijpleiding van Rusland naar de EU goed te keuren, waardoor de holding failliet ging. Dit alles beperkt de aardgasvoorziening verder en drijft de prijzen op.
Europese landen hebben geprobeerd de impact van sancties te verzachten door alternatieve bronnen van aardgas te vinden. Bijvoorbeeld de uitbreiding van de capaciteit van de Medgaz-gaspijpleiding die Algerije en Spanje verbindt, Bulgarije die het gasnetwerk verbindt met Roemenië en Servië, Polen die Denemarken verbindt en Bulgarije die op zoek zijn naar verdere verbindingen met Griekenland.
Toch zullen de meeste van deze projecten niet tegen het einde van het jaar voltooid zijn, en door hun aard zijn ze regionaal en niet EU-breed, wat betekent dat de razernij en onrust op de markt op korte termijn zal voortduren.
Waar gaan de elektriciteitsprijzen heen?
Kesavarthiniy Savarimuthu, Europees energieanalist bij BloombergNEF, zei dat niemand verwacht dat de elektriciteitsprijzen binnenkort weer naar normale niveaus zullen dalen, en de evolutie van de elektriciteitsprijzen dit jaar en volgend zal afhangen van verschillende factoren, zoals kolen- en gasprijzen, het weer, ongeplande nucleaire uitval, beschikbaarheid van hernieuwbare energieopwekking en elektriciteitsvraag, enz.
En, aangezien de Europese gasreserves nog steeds laag zijn, verwacht geen versoepeling van de concurrentie op het gebied van hulpbronnen. Werner Trabesinger, hoofd kwantitatieve producten bij Pexapark, adviesbureau voor hernieuwbare energie, zei: "Om in het vierde kwartaal van 2022 een comfortabel opslagniveau te bereiken, tussen gasverbruik en opslag bijvullen, zullen de hele zomer grote hoeveelheden LNG nodig zijn."
"Dit zal Europese kopers in directe concurrentie brengen met spelers op de Aziatische LNG-markt, in een krappere markt waar Russische LNG-volumes effectief zijn uitgesloten", zei Trabesinger.
"De Europese Commissie heeft onderhandeld om de gasvoorzieningsbronnen te diversifiëren en de vraag naar de invoer van Russisch gas te verminderen", zei Savarimuthu. "Scenario's zoals een grotere LNG-import kunnen een premie genereren, met een positief effect op de gas- en elektriciteitsprijzen.
Een overstap naar andere brandstoffen, zoals steenkool, zou kunnen helpen om een krappe gasmarkt aan te pakken. Hier doet zich echter hetzelfde probleem voor. Veel van de steenkool is tot dusver afkomstig uit Rusland en de concurrentie om alternatieve steenkool te vinden zal toenemen. "
Volgens de prognose van ING zullen de toekomstige basisenergieprijzen in Europese economieën zoals Frankrijk, Duitsland, België en Nederland in 2022 hoog blijven rond de 150 euro/MWh ($ 163/MWh), met een daling in de zomer, maar weer stijgen tot ongeveer €175/MWh ($190/MWh) op weg naar de winter.
De huidige situatie is erg vloeiend en onvoorspelbaar. "De groothandelsprijs van elektriciteit in 2022 zal volatieler zijn in vergelijking met de niveaus van het afgelopen decennium." Savarimuthu voegde eraan toe dat de onzekere gasvoorziening tot meer volatiliteit op de elektriciteitsmarkt zal leiden.
"Ik denk dat we weer een zeer volatiele periode zullen krijgen", zegt Phil Grant, een partner in de wereldwijde stroomopwekkingsgroep bij energieadviesbureau Baringa. "Het beïnvloedt hoe mensen handelen en hun verwachtingen van risico."
Grants vraag is: "Wilt u als generator nu termijnprijzen vastleggen, of wilt u meeliften op de golf van commerciële prijzen?"
PPA lange termijn contract of commerciële markthandel?
Met een prijsstijging van 8,1 procent in het eerste kwartaal van 2022 en een stijging van 27,5 procent jaar-op-jaar, is de Europese PPA-markt voor hernieuwbare energie "competitiever dan ooit", aldus LevelTen Energy. Vóór het conflict in Oekraïne werd verwacht dat de prijzen dit jaar zouden stabiliseren en zijn nu al vier kwartalen op rij gestegen.
LevelTen's Europese Q1 2022 PPA-prijsindex merkte op dat de sterke vraag naar hernieuwbare energie heeft geleid tot een tekort aan projectopties voor afnemers. Volgens een samenvatting van de laagste 25 procent van het aanbod van zonne-energie, steeg de P25-index met 4,1 procent en staat nu op € 49,92/MWh ($ 54,1 / MWh), een stijging van 20 procent (€ 8,32/MWh) jaar-op-jaar.
Solar P25-prijsindex per Europese landen
"Deze eetlust van kopers zorgt snel voor een onbalans tussen vraag en aanbod van hernieuwbare energiebronnen, omdat ontwikkelaars moeite hebben om gelijke tred te houden met de vraag."
"Ik denk dat de PPA-markt zal blijven stijgen", zegt Gregor McDonald, hoofd handel en PPA's bij European Energy AS. "Maar ik denk niet dat het een één-op-één-correspondentie met de groothandelsmarkt gaat worden. Uiteraard moeten andere contractvoorwaarden worden overwogen."
Maar wat betekent dit voor de inkomstenstromen van generatoren, de stroomproducenten die van plan zijn om via PPA's te verkopen en het percentage elektriciteit dat op de spotmarkt wordt verhandeld?
Er is geen goed of fout antwoord op deze vraag, "het is een beslissing gebaseerd op een portfolio van projecten die eigendom zijn van individuele ontwikkelaars of onafhankelijke energieproducenten (IPP's), wat geen eenvoudige binaire keuze is gezien de complexe commerciële structuur van veel projecten. "
Uiteindelijk is het een kwestie van risico's en verwachtingen van aandeelhouders, en dezelfde portefeuille of activa kan totaal verschillende beslissingen nemen, alleen al vanwege de kapitaalstructuur die eraan ten grondslag ligt. "
Grant suggereerde dat als de eigenaar een infrastructuurbedrijf, pensioenfonds of beursgenoteerd bedrijf voor hernieuwbare energie is, het verstandig kan zijn om risico's weg te nemen en een PPA-contract van drie tot vijf jaar vast te leggen.
"Het worden premiumcontracten en met de huidige marktomstandigheden kan de contante waarde lager zijn dan bij commerciële alternatieven, maar het is ook een veel minder risicovolle wereld."
Volgens Pietro Radoia, senior analist bij BNEF, neemt de belangstelling van beleggers voor bedrijfsrisico's toe, deels als gevolg van een mismatch tussen de verwachtingen aan de verkoopzijde en de afnamezijde voor langetermijn-PPA's.
Voor grote instellingen, grote energiebedrijven en gevestigde handelsondernemingen die van oudsher commerciële markten hebben genoten, is een hoger activarisico echter logisch gezien het vermogen van deze instellingen om hun portefeuilles effectief te gelde te maken. Grant onderschrijft deze visie.
Tegelijkertijd ziet Pexapark toenemende uitdagingen voor PPA-deals op lange termijn door nutsbedrijven, waarbij slechts een klein deel van de recente stijging van de groothandelsprijzen zich vertaalt in betere PPA-prijzen, aangezien afnemers zijn begonnen met het prijzen van deals. Inclusief extreme risicobuffers: "We verwachten dat extreme prijsniveaus aan de voorkant van de huidige liquiditeitscurve zich zullen vertalen in meer, kortere PPA-activiteit."
"Naast hogere groothandelsprijzen, stellen kortere liquiditeitstermijnen afnemers bloot aan minder niet-af te dekken risico's, waardoor de risicobuffers worden verminderd en de concurrentie tussen afnemers wordt verbeterd",
Het is natuurlijk onwaarschijnlijk dat portefeuillebeheerders volledig toegewijd zijn aan het een of het ander, maar ze kunnen op elk moment worden beïnvloed door door de overheid gesteunde producten, PPA's met een vaste prijs, zwevende PPA's en een bepaalde commerciële marktmix. Grant zei dat managers rekening houden met toekomstige prijsniveaus en geopolitieke gebeurtenissen bij het bepalen van de balans van handelsinvesteringen.
Als het gaat om afnemers van bedrijven, zei Grant dat de prijzen volgend jaar naar verwachting weer zullen dalen, en aangezien het onwaarschijnlijk is dat deze entiteiten langetermijncontracten (drie tot vijf jaar, denkt hij) vastzetten tegen de huidige elektriciteitsprijzen, vóór de prijsbepaling van de toekomst Bij gebrek aan consensus is de industrie overgegaan op kortere PPA's.
McDonald merkte op dat als het gaat om nieuwere projecten, "u vooraf geld kunt verdienen met meer marktoplossingen en hedging dan met langetermijn-PPA's."
De groothandelsmarkt is gestegen, maar de PPA-prijzen hebben geen gelijke tred gehouden, zei McDonald. "Als je in een meer liquide markt in vijf jaar evenveel geld verdient op de groothandelsmarkt als in tien jaar via een PPA, dan ziet de PPA er niet meer zo goed uit als vroeger."
Het grootste voordeel van het betreden van de groothandelsmarkt ten opzichte van PPA's is dat u snel kunt handelen. McDonald legde uit dat als u overstapt naar een gestandaardiseerd benchmark-laadproduct en in staat bent om met off-take-risico's om te gaan, u transacties binnen enkele minuten kunt uitvoeren, en de sluitingstijd van de PPA is op maandelijkse basis, wat de markt van vandaag echt belemmert.
Aan de andere kant zei LevelTen: "Om te kunnen concurreren in een steeds competitievere markt, moeten zakelijke kopers hun doelstellingen grondig begrijpen, flexibel zijn bij het sluiten van contracten en snel deals sluiten."
Ook kunnen commerciële entiteiten zoals supermarkten of datacenters zeer lange, 10-15 jaarcontracten afsluiten met producenten als ze de juiste prijs kunnen krijgen.
"Als ze contracten kunnen afsluiten voor £40-50/MWh ($59-66/MWh), dan zou dat aantrekkelijk zijn, maar het zou een bilateraal contract zijn met één enkele generator, niet in de huidige marktimplementatie een hedgingstrategie."