A nyári hőhullám hajtotta Európa lehűlési igényét, párosulva a megújuló energiatermelés hiányával, az atomenergia-ellátással és az egekbe szökő földgázárakkal.
Ennek fényében az európai országok és az energiavállalatok nehéz döntésekkel néznek szembe. A kontinens jelenlegi energiaválsága számtalan tényező terméke, de az, ahogyan reagál rá, még évekig és évtizedekig formálni fogja Európa energiaintézményeit.
A válság legsúlyosabb hatásainak tompítása érdekében egyesek a fosszilis tüzelőanyagok rövid távú nagyobb mértékű kitermelésére szólítottak fel, míg mások a megújuló energia jelentős bevezetését szorgalmazták az árak csökkentése érdekében.
Ebben a pillanatban azonban az erőmű-projektek tulajdonosai dilemmával szembesülnek: hogy növeljék-e a kereskedelmi villamosenergia-piacon a tranzakciók arányát a magas árak kihasználása érdekében, vagy ragaszkodjanak a hosszú távú villamosenergia-vásárlási megállapodások (HTM-ek) bezárásához a stabilabb, kiszámíthatóbb bevételi források biztosítása érdekében?
A legfontosabb szempont itt az, hogy a vállalat és a piac szerint hol fog menni az ár.
A jelenlegi ár az elmúlt évek legmagasabb pontján van – az átlagos azonnali piaci ár most meghaladja a 300 eurót/MWh-t (327 USD/MWh), szemben a 2019 végi 50 €/MWh (54 USD/MWh) körüli értékkel, többször is emelkedett.
A villamosenergia-árak 2021 májusa óta emelkednek Európa-szerte
Franciaország által képviselt villamos energia ára a közelmúltban a különböző európai országokban megugrott. Franciaország villamosenergia-ára a múlt héten 383,14 euró/MWh volt, ami több mint 64%-os növekedést jelent az előző héthez képest, ezt követte Olaszország 369,07 euróval, Ausztria 343,94 euróval, Németország 323,34 euróval és Görögország 312,67 euróval.
Senki sem számít arra, hogy az európai helyzet egyhamar megoldódik, különösen, ha Oroszország megszállja Ukrajnát, de a piaci várakozások és a villamosenergia-árra vonatkozó várakozások kulcsfontosságú tényezők lesznek az üzlet- és szerződéses döntésekben.
Miért van válságban az európai energiapiac?
Európa jelenlegi energiaválsága több tényező kombinációjának eredménye: természeti események, geopolitikai intézkedések, rossz stratégiai tervezés és Ukrajna orosz inváziója. Ezeknek a tényezőknek a kombinációja tökéletes vihart hozott létre, amely az árak szárnyalását, a kormányok dühösek voltak és átalakították az energiapolitikát. A folyamat során a fogyasztók megsérülnek.
A vihar tavaly télen kezdődött, amikor különösen hideg volt Európában és Ázsiában. Ezekben a régiókban kiélezett a verseny a cseppfolyósított földgáz (LNG) térségében, és ahogy a Covid19-járvány miatti kijárási korlátozások nyomán a gazdaságok kezdenek megnyílni, a verseny fokozódott, az árak megugrottak, és közben a villamosenergia-árak is megugrottak.
A helyzetet tovább rontja, hogy Európa alacsony földgáztartalékokkal rendelkezik, ami tovább emelte az árakat, és ellátási pánikot váltott ki. Ezenkívül a súlyos tél és a texasi káosz miatt a szokásosnál alacsonyabb amerikai LNG-export Európába és Ázsiába a szokásosnál alacsonyabb LNG-export további felfelé irányuló nyomást gyakorolt az árakra.
Aztán február 24-én Oroszország megszállta Ukrajnát. A nyugati kormányok gyorsan szankciókat vezettek be Oroszországgal szemben, és felszólították a vállalatokat, hogy önállóan szankcionálják oroszországi üzleti tevékenységüket. A BP, a Shell, az Exxon Mobil, az Equinor és a TotalEnergies energetikai szakosok megszakították a kapcsolatot Oroszországgal, vagy azt mondták, hogy ezt meg fogják tenni.
Németország nem volt hajlandó jóváhagyni az Oroszországból az EU-ba vezető Északi Áramlat 2 gázvezetéket is, ami miatt a holdingtársaság csődbe ment. Mindez tovább korlátozza a földgázellátást és felnyomja az árakat.
Az európai országok alternatív földgázforrások felkutatásával próbálták enyhíteni a szankciók hatását. Például az Algériát és Spanyolországot összekötő Medgaz gázvezeték kapacitásának bővítése, Bulgária összeköti a gázhálózatot Romániával és Szerbiával, Lengyelországgal, amely Összeköti Dániát, és Bulgáriát, és további összeköttetéseket szorgalmaz Görögországgal.
Ennek ellenére ezeknek a projekteknek a többsége nem fejeződik be az év végéig, és jellegüknél fogva regionálisak, nem pedig uniós szintűek, ami azt jelenti, hogy a piaci őrület és zűrzavar rövid távon folytatódni fog.
Hová kerülnek a villamosenergia-árak?
Kesavarthiniy Savarimuthu, a BloombergNEF európai áramelemzője szerint senki sem számít arra, hogy a villamosenergia-árak egyhamar visszatérnek a normál szintre, és a villamosenergia-árak idei és jövőbeli alakulása számos tényezőtől függ, például a szén- és gázáraktól, az időjárástól, a nem tervezett nukleáris kimaradásoktól, a megújuló energiatermelés rendelkezésre állásától és a villamosenergia-kereslettől stb.
És mivel az európai gázkészletek még mindig alacsonyak, ne számítson enyhülési tendenciára az erőforrás-versenyben. Werner Trabesinger, a Pexapark megújuló energiával foglalkozó tanácsadó cég mennyiségi termékekért felelős vezetője elmondta: "Ahhoz, hogy 2022 negyedik negyedévére elérjük a kényelmes tárolási szintet a gázfogyasztás és a tárolási utántöltések között, a nyár folyamán nagy mennyiségű LNG-re lesz szükség. "
"Ez közvetlen versenybe hozza az európai vásárlókat az ázsiai LNG-piac szereplőivel, egy szűkebb piacon, ahol az orosz LNG-mennyiségeket gyakorlatilag kizárták" - mondta Trabesinger.
"Az Európai Bizottság tárgyalásokat folytatott a gázellátási források diverzifikálásáról és az orosz gázimport iránti kereslet csökkentéséről" - mondta Savarimuthu. "Az olyan forgatókönyvek, mint a megnövekedett LNG-behozatal, felárat eredményezhetnek, ami pozitív hatással lehet a gáz- és villamosenergia-árakra.
A más tüzelőanyagokra, például a szénre való átállás segíthetne a szűk gázpiac kezelésében. Itt azonban ugyanez a probléma merül fel. A feketeszén nagy része eddig Oroszországból származik, és az alternatív szén megtalálásáért folytatott verseny fokozódni fog. "
Az ING előrejelzése szerint az európai gazdaságokban, például Franciaországban, Németországban, Belgiumban és Hollandiában a jövőben az energiaalapárak 2022 folyamán magasak, 150 euró/MWh (163 USD/MWh) körüliek maradnak, nyáron csökkennek, de télen ismét 175 euró/MWh (190 USD/MWh) körüli szintre emelkednek.
A jelenlegi helyzet nagyon képlékeny és kiszámíthatatlan. "A villamos energia nagykereskedelmi ára 2022-ben ingadozóbb lesz az elmúlt évtized szintjéhez képest." Savarimuthu hozzátette, hogy a bizonytalan gázellátás nagyobb volatilitást fog okozni a villamosenergia-piacon.
"Úgy gondolom, hogy egy újabb nagyon ingatag időszakunk lesz" - mondta Phil Grant, a Baringa energetikai tanácsadó cég globális energiatermelési csoportjának partnere. "Ez befolyásolja az emberek kereskedelmét és a kockázatokkal kapcsolatos elvárásaikat."
Grant kérdése az, hogy "Generátorként most szeretnéd bezárni a határidős árakat, vagy szívesen meglovagolod a kereskedelmi árhullámot?"
HTMA hosszú távú szerződés vagy kereskedelmi piaci kereskedelem?
Mivel az árak 2022 első negyedévében 8,1%-kal, az előző év azonos időszakához képest pedig 27,5%-kal emelkedtek, a LevelTen Energy szerint a megújuló energiák európai HTM-piaca "versenyképesebb, mint valaha". Az ukrajnai konfliktus előtt az árak idén várhatóan kiegyenlítődni fognak, és mára már négy egymást követő negyedévben emelkedtek.
A LevelTen 2022 1. negyedévi európai PPA-árindexe megjegyezte, hogy a megújuló energia iránti erős kereslet a taker projektlehetőségek hiányához vezetett. A napenergia-kínálat legalacsonyabb 25%-ának összegzése szerint a P25 index 4,1%-kal emelkedett, és most 49,92 euró/MWh (54,1 USD/MWh) lesz, ami 20%-os (8,32 EUR/MWh) növekedést jelent az előző év azonos időszakához képest.
Solar P25 árindex európai országok szerint
"Ez a vevői étvágy gyorsan kiegyensúlyozatlanságot teremt a megújuló energiaforrások iránti kereslet és kínálat között, mivel a fejlesztők nehezen tudnak lépést tartani a kereslettel."
"Úgy gondolom, hogy a HTM-ek piaca tovább fog emelkedni" - mondta Gregor McDonald, a European Energy AS kereskedelmi és HTM-ekért felelős vezetője. "De nem hiszem, hogy ez egy-egy levelezés lesz a nagykereskedelmi piaccal. Nyilvánvaló, hogy különböző szerződési feltételeket kell figyelembe venni."
De mit jelent ez a termelői bevételi források, a villamosenergia-termelők HTM-eken keresztüli értékesítését tervezik, valamint az azonnali piacon kereskedett villamos energia százalékos arányát?
Erre a kérdésre nincs jó vagy rossz válasz: "ez egy olyan döntés, amely az egyes fejlesztők vagy független villamosenergia-termelők (IPO-k) tulajdonában lévő projektek portfólióján alapul, ami nem egyszerű bináris választás, tekintettel sok projekt összetett kereskedelmi struktúrájára."
A nap végén ez kockázat és részvényesi elvárások kérdése, és ugyanaz a portfólió vagy eszköz vadul eltérő döntéseket hozhat csak az őket alátámasztó tőkeszerkezet miatt. "
Grant azt javasolta, hogy ha a tulajdonos infrastrukturális vállalat, nyugdíjalap vagy nyilvánosan forgalmazott megújulóenergia-társaság, akkor célszerű lehet megszüntetni a kockázatot, és lezárni egy három-öt éves HTM-szerződést.
"Prémium szerződések lesznek, és a jelenlegi piaci körülmények között a készpénz értéke alacsonyabb lehet, mint a kereskedelmi alternatívák, de ez is egy sokkal kevésbé kockázatos világ."
Pietro Radoia, a BNEF vezető elemzője szerint az üzleti kockázat iránti befektetői étvágy növekszik, részben az eladási és az off-take-side várakozások közötti eltérés miatt a hosszú távú HTM-ekre vonatkozóan.
A hagyományosan kereskedelmi piacokat élvező nagy intézmények, nagy energiavállalatok és már működő kereskedelmi cégek számára azonban a magasabb eszközkockázatnak van értelme, tekintettel arra, hogy ezek az intézmények képesek hatékonyan pénzzé tenni portfólióikat. Grant támogatja ezt a nézetet.
Ugyanakkor a Pexapark egyre nagyobb kihívást lát a közművek hosszú távú HTM-ügyletei számára, és a nagykereskedelmi árak közelmúltbeli megugrásának csak kis része a jobb HTM-árazást jelenti, mivel az offtakerek elkezdték beárazni az ügyleteket. Beleértve a szélsőséges kockázati puffereket is, "Arra számítunk, hogy a jelenlegi likviditási görbe elején lévő szélsőséges árszintek több, rövidebb lejáratú HTM-aktivitást fognak eredményezni."
"A magasabb nagykereskedelmi eladási árak mellett a rövidebb likviditási lejáratok kevésbé fedezhetetlen kockázatnak teszik ki a távolmaradást végzőket, ezáltal csökkentve a kockázati puffereket és javítva a versenyt a felvevők között,"
Természetesen a portfóliómenedzserek valószínűleg nem lesznek teljes mértékben elkötelezettek az egyik vagy a másik iránt, de bármikor befolyásolhatják őket a kormány által támogatott termékek, a rögzített árú HTM-ek, a lebegő HTM-ek és bizonyos kereskedelmi piaci kombinációk. Grant elmondta, hogy a vezetők figyelembe veszik a jövőbeli árszinteket és geopolitikai eseményeket, amikor a kereskedési befektetések egyensúlyáról döntenek.
Ami a vállalati off-takereket illeti, Grant azt mondta, hogy az árak várhatóan jövőre ismét csökkenni kezdenek, és tekintettel arra, hogy ezek a szervezetek valószínűleg nem fognak hosszú távú (szerinte három-öt éves) szerződéseket kötni a jelenlegi villamosenergia-árakon, mielőtt a jövőt beáraznák Konszenzus hiányában az iparág rövidebb HTM-ek felé fordult.
McDonald megjegyezte, hogy amikor újabb projektekről van szó, "több piaci megoldással és fedezeti ügylettel lehet előre pénzt keresni, mint a hosszú távú HTM-ekkel".
A nagykereskedelmi piac megugrott, de a PPA-árak nem tartottak lépést, mondta McDonald. "Egy likvidebb piacon, ha öt év alatt annyi pénzt keresel a nagybani piacon, mint tíz év alatt egy PPA-val, akkor a PPA nem néz ki olyan jól, mint korábban."
A nagykereskedelmi piacra való belépés legnagyobb előnye a HTM-ekkel szemben az, hogy gyorsan kereskedhet. McDonald elmagyarázta, hogy ha egy szabványosított benchmark terhelési termékre vált, és képes kezelni a take kockázatot, akkor percek alatt végrehajthatja a kereskedéseket, és a PPA zárási ideje havi rendszerességgel történik, ami ma valóban akadályozza a piacot.
Másrészt a LevelTen azt mondta: "Ahhoz, hogy versenyezzenek az egyre versenyképesebb piacon, a vállalati vásárlóknak alaposan meg kell érteniük céljaikat, rugalmasnak kell lenniük a szerződéskötés során, és gyorsan le kell zárniuk az ügyleteket."
Ezenkívül a kereskedelmi szervezetek, például szupermarketek vagy adatközpontok, nagyon hosszú, 10-15 éves szerződéseket akarnak lezárni a generátorokkal, ha megfelelő árat tudnak elérni.
"Ha 40-50 font /MWh (59-66 USD/MWh) áron tudják megkötni a szerződéseket, akkor ez vonzó lenne, de ez egy kétoldalú szerződés lenne egyetlen generátorral, nem pedig a jelenlegi piacon a fedezeti stratégia végrehajtása."