Sommerens hetebølge har drevet Europas kjølebehov, kombinert med mangel på fornybar energiproduksjon, kjernekraftforsyning og skyhøye naturgasskostnader.
På dette bakteppet står europeiske land og kraftselskaper overfor noen vanskelige beslutninger. Kontinentets nåværende energikrise er et produkt av en myriade av faktorer, men måten den reagerer på vil forme Europas energiinstitusjoner i år og tiår fremover.
For å dempe de verste effektene av krisen har noen tatt til orde for større utvinning av fossilt brensel på kort sikt, mens andre har tatt til orde for en massiv utbygging av fornybar energi for å presse prisene ned.
I dette øyeblikk står imidlertid eiere av kraftverksprosjekter overfor et dilemma: om de skal øke andelen transaksjoner i det kommersielle elektrisitetsmarkedet for å dra nytte av høye priser, eller insistere på å låse inn langsiktige kraftkjøpsavtaler (PPA) for å sikre mer stabile, forutsigbare inntektsstrømmer ?
Det sentrale her er hvor selskapet og markedet tror prisen vil gå.
Den nåværende prisen er på det høyeste punktet på mange år – den gjennomsnittlige spotmarkedsprisen er nå over €300/MWh ($327/MWh), opp fra rundt €50/MWh ($54/MWh) ved utgangen av 2019, flere ganger .
Elektrisitetsprisene har steget over hele Europa siden mai 2021
Representert av Frankrike, har prisen på elektrisitet i ulike europeiske land steget kraftig i det siste. Frankrikes strømpris forrige uke var 383,14 euro per MWh, opp mer enn 64 prosent fra uken før, fulgt av Italia på 369,07 euro, Østerrike på 343,94 euro, Tyskland på 323,34 euro og Hellas på 312,67 euro.
Ingen forventer at situasjonen i Europa blir løst med det første, spesielt hvis Russland invaderer Ukraina, men markedsforventninger og strømprisforventninger vil være nøkkelfaktorer i avtale- og kontraktsbeslutninger.
Hvorfor er det europeiske energimarkedet i krise?
Europas nåværende energikrise er et resultat av en kombinasjon av faktorer: naturhendelser, geopolitiske handlinger, dårlig strategisk planlegging og den russiske invasjonen av Ukraina. Kombinasjonen av disse faktorene skapte en perfekt storm som fikk prisene til å skyte i været, regjeringer ble sinte og omformet energipolitikken. I prosessen blir forbrukerne skadet.
Stormen startet sist vinter da det var spesielt kaldt i Europa og Asia. Konkurransen innen flytende naturgass (LNG)-området er hard i disse regionene, og etter hvert som økonomier begynner å åpne seg i kjølvannet av covid--19-nedstengingene, har konkurransen økt, prisene har steget, og i prosessen strømprisene .
For å gjøre vondt verre, har Europa lave naturgassreserver, noe som har presset prisene ytterligere opp og utløst en forsyningspanikk. I tillegg satte lavere enn normalt amerikansk LNG-eksport til Europa og Asia på grunn av strenge vintre og kaos i Texas ytterligere press oppover på prisene.
Så, 24. februar, invaderte Russland Ukraina. Vestlige regjeringer innførte raskt sanksjoner mot Russland og oppfordret selskaper til å sanksjonere sin virksomhet i Russland på egenhånd. Energiselskapene BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor og TotalEnergies har kuttet båndene med Russland eller sagt at de ville gjøre det.
Tyskland nektet også å godkjenne gassrørledningen Nord Stream 2 fra Russland til EU, noe som førte til at holdingselskapet gikk konkurs. Alt dette begrenser naturgassforsyningen ytterligere og presser prisene opp.
Europeiske land har forsøkt å dempe virkningen av sanksjoner ved å finne alternative naturgasskilder. For eksempel utvidelse av kapasiteten til Medgaz-gassrørledningen som forbinder Algerie og Spania, Bulgaria kobler gassnettverket til Romania og Serbia, Polen som forbinder Danmark, og Bulgaria presser på for ytterligere forbindelser til Hellas.
Likevel vil de fleste av disse prosjektene ikke være fullført innen utgangen av året, og av natur er de regionale, ikke EU-dekkende, noe som betyr at vanviddet og uroen i markedet vil fortsette på kort sikt.
Hvor blir strømprisene av?
Kesavarthiniy Savarimuthu, europeisk kraftanalytiker ved BloombergNEF, sa at ingen forventer at strømprisene vil falle tilbake til normale nivåer snart, og utviklingen av strømprisene i år og neste år vil avhenge av flere faktorer, som kull- og gasspriser, vær, uplanlagte atomavbrudd, tilgjengelighet av fornybar energiproduksjon og etterspørsel etter elektrisitet, etc.
Og med de europeiske gassreservene fortsatt lave, forvent ikke noen avtagende trend i ressurskonkurransen. Werner Trabesinger, leder for kvantitative produkter i konsulentselskapet Pexapark for fornybar energi, sa: "For å nå komfortable lagringsnivåer innen fjerde kvartal 2022, mellom gassforbruk og lagringspåfylling, vil det kreves store mengder LNG gjennom hele sommeren."
"Dette vil sette europeiske kjøpere i direkte konkurranse med aktører i det asiatiske LNG-markedet, i et strammere marked der russiske LNG-volumer effektivt har blitt ekskludert," sa Trabesinger.
"EU-kommisjonen har forhandlet om å diversifisere gassforsyningskildene og redusere etterspørselen etter russisk gassimport," sa Savarimuthu. "Scenarier som økt LNG-import kan generere en premie, med en positiv innvirkning på gass- og strømprisene.
En overgang til andre drivstoff, for eksempel kull, kan bidra til å møte et stramt gassmarked. Det samme problemet oppstår imidlertid her. Mye av steinkullet har så langt blitt hentet fra Russland, og konkurransen om å finne alternativt kull vil øke. "
I følge INGs prognose vil fremtidige grunnenergipriser i europeiske økonomier som Frankrike, Tyskland, Belgia og Nederland forbli høye på rundt 150 euro/MWh ($163/MWh) gjennom hele 2022, med et fall om sommeren, men vil stige igjen til rundt €175/MWh ($190/MWh) på vei mot vinteren.
Den nåværende situasjonen er svært flytende og uforutsigbar. "Engrosprisen på elektrisitet i 2022 vil være mer volatil sammenlignet med nivåene det siste tiåret." Savarimuthu la til at den usikre gassforsyningen vil stimulere til mer volatilitet i elektrisitetsmarkedet.
"Jeg tror vi kommer til å ha nok en veldig ustabil periode," sa Phil Grant, en partner i den globale kraftproduksjonsgruppen i energikonsulentselskapet Baringa. "Det påvirker hvordan folk handler og deres forventninger til risiko."
Grants spørsmål er: "Vil du som generator låse terminpriser nå, eller er du glad for å ri på bølgen av kommersielle priser?"
PPA langsiktig kontrakt eller kommersiell markedshandel?
Med prisene som steg 8,1 prosent i første kvartal 2022 og opp 27,5 prosent fra år til år, er det europeiske PPA-markedet for fornybar energi «mer konkurransedyktig enn noensinne», ifølge LevelTen Energy. Før Ukraina-konflikten var det ventet at prisene ville flate ut i år og har nå klatret i fire kvartaler på rad.
LevelTens europeiske Q1 2022 PPA-prisindeks bemerket at sterk etterspørsel etter fornybar energi har ført til mangel på alternativer for avgangsprosjekter. I følge en oppsummering av de laveste 25 prosentene av solcelletilbudene, steg P25-indeksen 4,1 prosent til nå å stå på €49,92/MWh ($54,1/MWh), opp 20 prosent (€8,32/MWh) fra år til år.
Solar P25 prisindeks etter europeiske land
"Denne kjøperappetitten skaper raskt en ubalanse mellom tilbud og etterspørsel etter fornybar energi, ettersom utviklere sliter med å holde tritt med etterspørselen."
"Jeg tror PPA-markedet vil fortsette å stige," sa Gregor McDonald, leder for handel og PPA i European Energy AS. "Men jeg tror ikke det kommer til å være en en-til-en-korrespondanse med grossistmarkedet. Det er klart at forskjellige kontraktsvilkår må vurderes."
Men hva betyr dette for generatorinntektsstrømmene, kraftprodusentene planlegger å selge gjennom PPAer, og prosentandelen av elektrisitet som handles i spotmarkedet?
Det er ikke noe riktig eller galt svar på dette spørsmålet, "det er en beslutning basert på en portefølje av prosjekter eid av individuelle utviklere eller uavhengige kraftprodusenter (IPP), som ikke er et enkelt binært valg gitt den komplekse kommersielle strukturen til mange prosjekter. "
Til syvende og sist er det et spørsmål om risiko og aksjonærforventninger, og samme portefølje eller eiendel kan ta helt forskjellige beslutninger bare på grunn av kapitalstrukturen som ligger til grunn for dem. "
Grant foreslo at hvis eieren er et infrastrukturselskap, pensjonsfond eller børsnotert fornybar energiselskap, kan det være forsvarlig å fjerne risiko og låse inn en PPA-kontrakt på tre til fem år.
"De kommer til å være premiumkontrakter, og med gjeldende markedsforhold kan kontantverdien være lavere enn kommersielle alternativer, men det er også en mye mindre risikabel verden."
I følge Pietro Radoia, en senioranalytiker i BNEF, øker investors appetitt for forretningsrisiko, delvis på grunn av et misforhold mellom forventningene til salgssiden og avtakssiden for langsiktige PPAer.
Men for store institusjoner, store energiselskaper og etablerte handelsselskaper som tradisjonelt har hatt kommersielle markeder, er høyere aktivarisiko fornuftig gitt disse institusjonenes evne til effektivt å tjene penger på porteføljene sine. Grant støtter dette synet.
Samtidig ser Pexapark økende utfordringer for langsiktige PPA-avtaler fra forsyningsselskaper, med bare en liten brøkdel av den nylige økningen i engrospriser som oversetter seg til bedre PPA-priser ettersom uttakere har begynt å prise inn avtaler. Inkludert ekstreme risikobuffere, "Vi forventer at ekstreme prisnivåer på forkanten av den nåværende likviditetskurven vil oversettes til mer PPA-aktivitet med kortere varighet."
"I tillegg til høyere engrossalgspriser, utsetter kortere likviditetsforfall avtakere for mindre uhåndterlig risiko, og reduserer dermed risikobuffere og forbedrer konkurransen blant avtakere."
Selvfølgelig er det usannsynlig at porteføljeforvaltere vil være fullstendig forpliktet til det ene eller det andre, men kan på ethvert tidspunkt bli påvirket av statlig støttede produkter, fastpris-PPA-er, flytende PPA-er og en viss kommersiell markedsmiks. Grant sa at ledere vurderer fremtidige prisnivåer og geopolitiske hendelser når de bestemmer seg for balansen mellom handelsinvesteringer.
Når det gjelder bedrifter, sa Grant at prisene forventes å begynne å falle igjen neste år, og gitt det er det usannsynlig at disse enhetene vil låse inn langsiktige (tre til fem år, mener han) kontrakter til gjeldende strømpriser, før prissetting av fremtiden I mangel på konsensus har industrien gått over til kortere PPAer.
McDonald bemerket at når det kommer til nyere prosjekter, "kan du tjene penger på forhånd med flere markedsløsninger og sikring enn med langsiktige PPAer."
Engrosmarkedet har hoppet, men PPA-prisene har ikke holdt tritt, sa McDonald. "I et mer likvid marked, hvis du tjener like mye penger i grossistmarkedet på fem år som du tjener på ti år gjennom en PPA, så ser ikke PPA like bra ut som den pleide å være."
Den største fordelen med å komme inn på grossistmarkedet fremfor PPAer er at du kan handle raskt. McDonald forklarte at hvis du går over til et standardisert benchmark-lastprodukt og er i stand til å håndtere avtaksrisiko, kan du utføre handler på få minutter, og PPAs stengetid er på månedlig basis, noe som virkelig hindrer markedet i dag.
På den annen side sa LevelTen: "For å kunne konkurrere i et stadig mer konkurranseutsatt marked, må bedriftskjøpere grundig forstå målene sine, være fleksible når de inngår kontrakter og lukke avtaler raskt."
Kommersielle enheter som supermarkeder eller datasentre kan også være lurt å inngå svært lange 10-15 års kontrakter med generatorer hvis de kan få riktig pris.
«Hvis de kan låse inn kontrakter til £40-50/MWh ($59-66/MWh), vil det være attraktivt, men det ville være en bilateral kontrakt med en enkelt generator, ikke i dagens markedsimplementering en sikringsstrategi."