Летняя жара привела к охлаждению спроса в Европе в сочетании с отсутствием возобновляемых источников энергии, ядерного энергоснабжения и растущих цен на природный газ.
На этом фоне европейские страны и энергетические компании сталкиваются с некоторыми сложными решениями. Нынешний энергетический кризис на континенте является продуктом множества факторов, но то, как он реагирует на него, будет формировать энергетические институты Европы на долгие годы и десятилетия.
Чтобы смягчить наихудшие последствия кризиса, некоторые призывают к увеличению добычи ископаемого топлива в краткосрочной перспективе, в то время как другие выступают за массовое развертывание возобновляемых источников энергии для снижения цен.
Однако в данный момент владельцы проектов электростанций сталкиваются с дилеммой: увеличить ли долю сделок на коммерческом рынке электроэнергии, чтобы воспользоваться высокими ценами, или настаивать на блокировке долгосрочных соглашений о покупке электроэнергии (PPA) для обеспечения более стабильных, предсказуемых потоков доходов?
Ключевым соображением здесь является то, куда компания и рынок думают, что цена пойдет.
Текущая цена находится на самой высокой точке за последние годы - средняя цена спотового рынка в настоящее время превышает 300 евро / МВт-ч (327 долларов США / МВт-ч), по сравнению с примерно 50 евро / МВт-ч (54 доллара США / МВт-ч) в конце 2019 года, увеличившись в несколько раз.
Цены на электроэнергию растут по всей Европе с мая 2021 года
В лице Франции цены на электроэнергию в различных европейских странах в последнее время взлетели. Цена на электроэнергию во Франции на прошлой неделе составила 383,14 евро за МВт-ч, что более чем на 64% больше, чем на предыдущей неделе, за ней следуют Италия - 369,07 евро, Австрия - 343,94 евро, Германия - 323,34 евро и Греция - 312,67 евро.
Никто не ожидает, что ситуация в Европе разрешится в ближайшее время, особенно если Россия вторгнется в Украину, но рыночные ожидания и ожидания цен на электроэнергию будут ключевыми факторами при принятии решений по сделкам и контрактам.
Почему европейский энергетический рынок находится в кризисе?
Нынешний энергетический кризис в Европе является результатом сочетания факторов: природных событий, геополитических действий, плохого стратегического планирования и российского вторжения в Украину. Сочетание этих факторов создало идеальный шторм, который вызвал взлет цен, правительства разозлились и изменили энергетическую политику. В процессе потребители страдают.
Шторм начался прошлой зимой, когда было особенно холодно в Европе и Азии. Конкуренция в области сжиженного природного газа (СПГ) в этих регионах жесткая, и по мере того, как экономики начинают открываться после локдаунов COVID-19, конкуренция усилилась, цены взлетели, и в процессе этого цены на электроэнергию.
Что еще хуже, Европа имеет низкие запасы природного газа, что еще больше подтолкнуло цены и вызвало панику предложения. Кроме того, более низкий, чем обычно, экспорт СПГ из США в Европу и Азию из-за суровых зим и хаоса в Техасе оказал дальнейшее повышательное давление на цены.
Затем, 24 февраля, Россия вторглась в Украину. Западные правительства быстро ввели санкции против России и призвали компании самостоятельно наложить санкции на свой бизнес в России. Энергетические гиганты BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor и TotalEnergies разорвали связи с Россией или заявили, что сделают это.
Германия также отказалась одобрить газопровод «Северный поток-2» из России в ЕС, в результате чего холдинг обанкротился. Все это еще больше ограничивает поставки природного газа и подталкивает цены вверх.
Европейские страны попытались смягчить последствия санкций, найдя альтернативные источники природного газа. Например, расширение пропускной способности газопровода «Медгаз», соединяющего Алжир и Испанию, Болгария, соединяющая газовую сеть с Румынией и Сербией, Польша, соединяющая Данию, и Болгария, настаивающая на дальнейшем соединении с Грецией.
Тем не менее, большинство из этих проектов не будут завершены к концу года, и по самой своей природе они являются региональными, а не общеевропейскими, что означает, что безумие и потрясения на рынке будут продолжаться в краткосрочной перспективе.
Куда пойдут цены на электроэнергию?
Кесавартиний Саваримуту, европейский энергетический аналитик BloombergNEF, сказал, что никто не ожидает, что цены на электроэнергию упадут до нормального уровня в ближайшее время, и эволюция цен на электроэнергию в этом и следующем году будет зависеть от нескольких факторов, таких как цены на уголь и газ, погода, незапланированные ядерные отключения, доступность производства возобновляемой энергии и спрос на электроэнергию и т. Д.
И, поскольку европейские запасы газа все еще низки, не ожидайте какой-либо тенденции к ослаблению конкуренции за ресурсы. Вернер Трабезингер (Werner Trabesinger), руководитель отдела количественных продуктов в консалтинговой компании по возобновляемым источникам энергии Pexapark, сказал: «Для достижения комфортных уровней хранения к четвертому кварталу 2022 года между потреблением газа и заправками для хранения в течение всего лета потребуется большое количество СПГ».
«Это поставит европейских покупателей в прямую конкуренцию с игроками на азиатском рынке СПГ, на более жестком рынке, где объемы российского СПГ были фактически исключены», — сказал Трабесингер.
"Европейская комиссия ведет переговоры о диверсификации источников поставок газа и снижении спроса на импорт российского газа", - сказал Саваримуту. «Такие сценарии, как увеличение импорта СПГ, могут генерировать премию, что положительно скажется на ценах на газ и электроэнергию.
Переход на другие виды топлива, такие как уголь, может помочь решить проблему жесткого газового рынка. Однако и здесь возникает та же проблема. Большая часть каменного угля до сих пор была получена из России, и конкуренция за поиск альтернативного угля будет усиливаться. "
Согласно прогнозу ING, будущие базовые цены на энергоносители в европейских экономиках, таких как Франция, Германия, Бельгия и Нидерланды, останутся высокими на уровне около 150 евро / МВт-ч (163 доллара США / МВт-ч) в течение 2022 года с падением летом, но снова вырастут примерно до 175 евро / МВт-ч (190 долларов США / МВт-ч) в зимний период.
Нынешняя ситуация очень изменчива и непредсказуема. «Оптовая цена на электроэнергию в 2022 году будет более волатильной по сравнению с уровнями прошлого десятилетия». Саваримуту добавил, что неопределенное газоснабжение будет стимулировать большую волатильность на рынке электроэнергии.
«Я думаю, что у нас будет еще один очень нестабильный период», - сказал Фил Грант, партнер в глобальной группе по производству электроэнергии в консалтинговой компании Baringa. «Это влияет на то, как люди торгуют и их ожидания риска».
Вопрос Гранта: «Как генератор, вы хотите зафиксировать форвардные цены сейчас, или вы счастливы оседлать волну коммерческих цен?»
Долгосрочный контракт PPA или торговля на коммерческом рынке?
С ростом цен на 8,1% в первом квартале 2022 года и ростом на 27,5% в годовом исчислении, европейский рынок возобновляемой энергии PPA «более конкурентоспособен, чем когда-либо», согласно LevelTen Energy. До конфликта на Украине цены, как ожидалось, выровняются в этом году и теперь растут четыре квартала подряд.
В европейском индексе цен PPA LevelTen за 1 квартал 2022 года отмечается, что высокий спрос на возобновляемые источники энергии привел к нехватке вариантов проектов. Согласно сводке самых низких 25% солнечных предложений, индекс P25 вырос на 4,1% и теперь составляет 49,92 евро / МВт-ч (54,1 доллара США / МВт-ч), увеличившись на 20% (8,32 евро / МВт-ч) в годовом исчислении.
Индекс цен на солнечную энергию P25 по странам Европы
«Этот покупательский аппетит быстро создает дисбаланс между спросом и предложением на возобновляемые источники энергии, поскольку разработчики изо всех сил пытаются идти в ногу со спросом».
«Я думаю, что рынок PPA будет продолжать расти», - сказал Грегор Макдональд, глава отдела торговли и PPA в European Energy AS. «Но я не думаю, что это будет переписка один на один с оптовым рынком. Очевидно, что необходимо учитывать различные условия контракта».
Но что это означает для потоков доходов генераторов, генераторов, которые планируют продавать через PPA, и процента электроэнергии, торгуемой на спотовом рынке?
На этот вопрос нет правильного или неправильного ответа: «Это решение, основанное на портфеле проектов, принадлежащих отдельным разработчикам или независимым производителям электроэнергии (IPP), что не является простым бинарным выбором, учитывая сложную коммерческую структуру многих проектов».
В конце концов, это вопрос риска и ожиданий акционеров, и один и тот же портфель или актив может принимать совершенно разные решения только из-за структуры капитала, которая их лежит в основе. "
Грант предположил, что если владельцем является инфраструктурная компания, пенсионный фонд или публично торгуемая компания по возобновляемым источникам энергии, может быть разумно устранить риск и зафиксировать контракт PPA на три-пять лет.
«Это будут премиальные контракты, и с текущими рыночными условиями денежная стоимость может быть ниже, чем коммерческие альтернативы, но это также гораздо менее рискованный мир».
По словам Пьетро Радойи, старшего аналитика BNEF, аппетит инвесторов к бизнес-рискам растет, отчасти из-за несоответствия между ожиданиями от продажи и вне дубля для долгосрочных PPA.
Однако для крупных учреждений, крупных энергетических компаний и устоявшихся торговых фирм, которые традиционно пользовались коммерческими рынками, более высокий риск активов имеет смысл, учитывая способность этих учреждений эффективно монетизировать свои портфели. Грант поддерживает эту точку зрения.
В то же время Pexapark видит растущие проблемы для долгосрочных сделок PPA коммунальными предприятиями, причем только небольшая часть недавнего всплеска оптовых цен приводит к улучшению ценообразования PPA, поскольку оффтейкеры начали оценивать в сделках. Включая буферы экстремальных рисков: «Мы ожидаем, что экстремальные уровни цен на переднем крае текущей кривой ликвидности превратятся в более короткую активность PPA».
«В дополнение к более высоким оптовым отпускным ценам, более короткие сроки погашения ликвидности подвергают оффтейкеров меньшему нехедимому риску, тем самым уменьшая буферы рисков и улучшая конкуренцию среди оффтейкеров».
Конечно, портфельные менеджеры вряд ли будут полностью привержены тому или другому, но в любой момент на них могут повлиять продукты, поддерживаемые правительством, PPA с фиксированной ценой, плавающие PPA и некоторый коммерческий рынок. Грант сказал, что менеджеры учитывают будущие уровни цен и геополитические события при принятии решения о балансе торговых инвестиций.
Когда дело доходит до корпоративных оффтейкеров, Грант сказал, что цены, как ожидается, снова начнут падать в следующем году, и, учитывая это, эти организации вряд ли зафиксируют долгосрочные (от трех до пяти лет, по его мнению) контракты по текущим ценам на электроэнергию, прежде чем оценивать будущее В отсутствие консенсуса отрасль обратилась к более коротким PPA.
Макдональд отметил, что когда дело доходит до новых проектов, «вы можете заработать деньги заранее с большим количеством рыночных решений и хеджирования, чем с долгосрочными PPA».
Оптовый рынок подскочил, но ценообразование PPA не поспевает за ним, сказал Макдональд. «На более ликвидном рынке, если вы зарабатываете столько же денег на оптовом рынке за пять лет, сколько вы зарабатываете за десять лет через PPA, то PPA выглядит не так хорошо, как раньше».
Самым большим преимуществом выхода на оптовый рынок по сравнению с PPA является то, что вы можете быстро торговать. Макдональд объяснил, что если вы перейдете на стандартизированный продукт с тестовой нагрузкой и сможете справиться с риском вне дубля, вы можете совершать сделки за считанные минуты, а время закрытия PPA происходит на ежемесячной основе, что действительно мешает рынку сегодня.
С другой стороны, LevelTen сказал: «Чтобы конкурировать на все более конкурентном рынке, корпоративные покупатели должны тщательно понимать свои цели, быть гибкими при заключении контрактов и быстро заключать сделки».
Кроме того, коммерческие организации, такие как супермаркеты или центры обработки данных, могут захотеть заключить очень длинные, 10-15-летние контракты с генераторами, если они могут получить правильную цену.
«Если они смогут зафиксировать контракты на уровне 40-50 фунтов стерлингов / МВт-ч (59-66 долларов США / МВт-ч), то это будет привлекательным, но это будет двусторонний контракт с одним генератором, а не на текущем рынке реализовать стратегию хеджирования».