L'onada de calor de l'estiu ha impulsat la demanda de refrigeració a Europa, juntament amb la manca de generació d'energia renovable, el subministrament d'energia nuclear i l'augment dels costos del gas natural.
En aquest context, els països europeus i les companyies elèctriques s'enfronten a algunes decisions difícils. La crisi energètica actual del continent és el producte d'una infinitat de factors, però la manera com hi respongui donarà forma a les institucions energètiques d'Europa durant els propers anys i dècades.
Per esmorteir els pitjors efectes de la crisi, alguns han demanat una major extracció de combustibles fòssils a curt termini, mentre que altres han advocat per un desplegament massiu d'energies renovables per fer baixar els preus.
En aquest moment, però, els propietaris dels projectes de centrals elèctriques s'enfronten a un dilema: si augmentar la proporció de transaccions al mercat comercial de l'electricitat per aprofitar els preus elevats, o insistir en bloquejar contractes de compra d'energia (PPA) a llarg termini per garantir fluxos d'ingressos més estables i predictibles?
La consideració clau aquí és on l'empresa i el mercat pensen que anirà el preu.
El preu actual es troba al punt més alt dels últims anys: el preu mitjà del mercat al comptat és ara per sobre de 300 €/MWh (327 $/MWh), més que al voltant dels 50 €/MWh (54 $/MWh) a finals del 2019, un augment diverses vegades. .
Els preus de l'electricitat s'han disparat a tot Europa des del maig del 2021
Representat per França, el preu de l'electricitat a diversos països europeus s'ha disparat recentment. El preu de l'electricitat de França la setmana passada va ser de 383,14 euros per MWh, més d'un 64 per cent més que la setmana anterior, seguit d'Itàlia amb 369,07 euros, Àustria amb 343,94 euros, Alemanya amb 323,34 euros i Grècia amb 312,67 euros.
Ningú espera que la situació a Europa es resolgui aviat, sobretot si Rússia envaeix Ucraïna, però les expectatives del mercat i les expectatives del preu de l'electricitat seran factors clau en les decisions d'acords i contractes.
Per què el mercat energètic europeu està en crisi?
La crisi energètica actual d'Europa és el resultat d'una combinació de factors: esdeveniments naturals, accions geopolítiques, una planificació estratègica deficient i la invasió russa d'Ucraïna. La combinació d'aquests factors va crear una tempesta perfecta que va fer pujar els preus, els governs es van enfadar i van remodelar la política energètica. En el procés, els consumidors es veuen perjudicats.
La tempesta va començar l'hivern passat quan feia especialment fred a Europa i Àsia. La competència a l'espai del gas natural liquat (GNL) és ferotge en aquestes regions i, a mesura que les economies comencen a obrir-se arran dels bloquejos de la COVID-19, la competència s'ha intensificat, els preus s'han disparat i, en el procés, els preus de l'electricitat .
Per empitjorar les coses, Europa té baixes reserves de gas natural, fet que ha fet pujar encara més els preus i ha provocat un pànic de subministrament. A més, les exportacions de GNL dels Estats Units a Europa i Àsia inferiors al normal a causa dels hiverns severs i el caos a Texas van pressionar més a l'alça els preus.
Aleshores, el 24 de febrer, Rússia va envair Ucraïna. Els governs occidentals van imposar ràpidament sancions a Rússia i van demanar a les empreses que sancionessin els seus negocis a Rússia pel seu compte. Les majors energètiques BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor i TotalEnergies han tallat els llaços amb Rússia o han dit que ho farien.
Alemanya també es va negar a aprovar el gasoducte Nord Stream 2 de Rússia a la UE, fet que va provocar la fallida del holding. Tot això restringeix encara més el subministrament de gas natural i fa pujar els preus.
Els països europeus han intentat mitigar l'impacte de les sancions trobant fonts alternatives de gas natural. Per exemple, l'ampliació de la capacitat del gasoducte Medgaz que connecta Algèria i Espanya, Bulgària que connecta la xarxa de gas amb Romania i Sèrbia, Polònia que connecta Dinamarca i Bulgària que impulsa més connexions amb Grècia.
Tot i així, la majoria d'aquests projectes no estaran enllestits a finals d'any i, per la seva pròpia naturalesa, són regionals, no de tota la UE, la qual cosa significa que el frenesí i l'agitació del mercat continuarà a curt termini.
On aniran els preus de l'electricitat?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analista d'energia europea de BloombergNEF, va dir que ningú espera que els preus de l'electricitat tornin a la normalitat aviat, i que l'evolució dels preus de l'electricitat aquest any i el vinent dependrà de diversos factors, com ara els preus del carbó i del gas, el clima, no planificat. talls nuclears, disponibilitat de generació d'energies renovables i demanda d'electricitat, etc.
I, amb les reserves de gas europees encara baixes, no espereu cap tendència de relaxació en la competència dels recursos. Werner Trabesinger, cap de productes quantitatius de la consultora d'energies renovables Pexapark, va dir: "Per assolir nivells d'emmagatzematge còmodes el quart trimestre del 2022, entre el consum de gas i les recàrregues d'emmagatzematge, es necessitaran grans quantitats de GNL durant tot l'estiu".
"Això posarà els compradors europeus en competència directa amb els jugadors del mercat asiàtic de GNL, en un mercat més ajustat on els volums de GNL de Rússia han estat efectivament exclosos", va dir Trabesinger.
"La Comissió Europea ha estat negociant per diversificar les fonts de subministrament de gas i reduir la demanda d'importacions de gas rus", va dir Savarimuthu. "Escenaris com l'augment de les importacions de GNL podrien generar una prima, amb un impacte positiu en els preus del gas i l'electricitat.
Un canvi a altres combustibles, com el carbó, podria ajudar a abordar un mercat de gas reduït. Tanmateix, aquí sorgeix el mateix problema. Fins ara, gran part del carbó prové de Rússia, i la competència per trobar carbó alternatiu s'intensificarà. "
Segons la previsió d'ING, els preus bàsics futurs de l'energia en economies europees com França, Alemanya, Bèlgica i els Països Baixos es mantindran elevats al voltant dels 150 euros/MWh (163 $/MWh) al llarg del 2022, amb una caiguda a l'estiu, però tornaran a pujar fins a uns 175 €/MWh (190 $/MWh) de cara a l'hivern.
La situació actual és molt fluïda i imprevisible. "El preu a l'engròs de l'electricitat el 2022 serà més volàtil en comparació amb els nivells de l'última dècada". Savarimuthu va afegir que el subministrament incert del gas estimularà més volatilitat al mercat elèctric.
"Crec que tindrem un altre període molt volàtil", va dir Phil Grant, soci del grup global de generació d'energia de la consultora energètica Baringa. "Està afectant la manera com la gent comercialitza i les seves expectatives de risc".
La pregunta de Grant és: "Com a generador, voleu fixar els preus a termini ara o esteu contents de fer front a l'onada de preus comercials?"
Contracte PPA a llarg termini o comerç de mercat comercial?
Amb els preus augmentant un 8,1 per cent el primer trimestre del 2022 i un augment del 27,5 per cent interanual, el mercat europeu de PPA d'energies renovables és "més competitiu que mai", segons LevelTen Energy. Abans del conflicte d'Ucraïna, s'esperava que els preus s'anivellaran aquest any i ara han pujat durant quatre trimestres seguits.
L'índex de preus de PPA Q1 2022 europeu de LevelTen va assenyalar que la forta demanda d'energia renovable ha provocat una escassetat d'opcions de projectes contractats. Segons un resum del 25 per cent més baix d'ofertes solars, l'índex P25 va augmentar un 4,1 per cent fins a situar-se ara en 49,92 €/MWh (54,1 $/MWh), un 20% més (8,32 €/MWh) interanual.
Índex de preus Solar P25 per països europeus
"Aquest apetit dels compradors crea ràpidament un desequilibri entre l'oferta i la demanda d'energies renovables, ja que els desenvolupadors lluiten per mantenir el ritme de la demanda".
"Crec que el mercat de PPA continuarà augmentant", va dir Gregor McDonald, cap de comerç i PPA d'European Energy AS. "Però no crec que sigui una correspondència un a un amb el mercat majorista. Evidentment, s'han de considerar diferents condicions contractuals".
Però, què significa això per als fluxos d'ingressos dels generadors, els generadors d'energia tenen previst vendre a través de PPA i el percentatge d'electricitat comercialitzat al mercat spot?
No hi ha una resposta correcta o incorrecta a aquesta pregunta, "és una decisió basada en una cartera de projectes propietat de desenvolupadors individuals o productors d'energia independents (IPP), que no és una simple elecció binària donada la complexa estructura comercial de molts projectes. "
Al cap i a la fi, és una qüestió de risc i expectatives dels accionistes, i la mateixa cartera o actiu pot prendre decisions molt diferents només per l'estructura de capital que les sustenta. "
Grant va suggerir que si el propietari és una empresa d'infraestructures, un fons de pensions o una empresa d'energies renovables que cotitza en borsa, pot ser prudent eliminar el risc i bloquejar un contracte PPA de tres a cinc anys.
"Seran contractes premium, i amb les condicions actuals del mercat, el valor en efectiu pot ser inferior al de les alternatives comercials, però també és un món molt menys arriscat".
Segons Pietro Radoia, analista sènior de BNEF, l'apetit dels inversors pel risc empresarial està creixent, en part a causa d'un desajust entre les expectatives del costat de venda i del costat fora de la presa per als PPA a llarg termini.
No obstant això, per a les grans institucions, les grans empreses energètiques i les empreses comercials consolidades que tradicionalment han gaudit dels mercats comercials, el risc d'actius més alt té sentit donada la capacitat d'aquestes institucions per monetitzar de manera efectiva les seves carteres. Grant avala aquesta visió.
Al mateix temps, Pexapark veu cada cop més reptes per a les ofertes de PPA a llarg termini per part de les empreses de serveis públics, amb només una petita fracció del recent augment dels preus a l'engròs que es tradueix en uns millors preus de PPA a mesura que els compradors han començat a cotitzar en les ofertes. Incloent els coixinets de risc extrem, "Esperem que els nivells de preus extrems a l'extrem frontal de la corba de liquiditat actual es tradueixin en més activitat PPA de durada més curta".
"A més dels preus de venda a l'engròs més alts, els venciments de liquiditat més curts exposen els compradors a un risc menys no cobert, reduint així els coixins de risc i millorant la competència entre els compradors".
Per descomptat, és poc probable que els gestors de carteres estiguin totalment compromesos amb l'un o l'altre, però en qualsevol moment es poden veure influenciats pels productes recolzats pel govern, els PPA de preu fix, els PPA flotants i una mica de mercat comercial. Grant va dir que els gestors tenen en compte els nivells de preus futurs i els esdeveniments geopolítics a l'hora de decidir el saldo de les inversions comercials.
Pel que fa a les empreses contractants, Grant va dir que s'espera que els preus comencin a baixar de nou l'any vinent i, atès que, és poc probable que aquestes entitats tanquin contractes a llarg termini (de tres a cinc anys, segons ell) als preus actuals de l'electricitat. abans de fixar el preu del futur En absència de consens, la indústria s'ha convertit en PPA més curts.
McDonald va assenyalar que quan es tracta de projectes més nous, "podeu guanyar diners per endavant amb més solucions de mercat i cobertura que amb PPA a llarg termini".
El mercat majorista ha augmentat, però els preus de PPA no han seguit el ritme, va dir McDonald. "En un mercat més líquid, si guanyes tants diners al mercat majorista en cinc anys com en deu anys amb un PPA, aleshores el PPA no es veu tan bé com abans".
El major avantatge d'entrar al mercat majorista respecte als PPA és que podeu operar ràpidament. McDonald va explicar que si passeu a un producte de càrrega de referència estandarditzat i podeu fer front al risc d'assumpció, podeu executar operacions en qüestió de minuts i l'hora de tancament del PPA és mensual, cosa que realment dificulta el mercat actual.
D'altra banda, LevelTen va dir: "Per competir en un mercat cada cop més competitiu, els compradors corporatius han d'entendre a fons els seus objectius, ser flexibles a l'hora de contractar i tancar acords ràpidament".
A més, és possible que les entitats comercials, com ara supermercats o centres de dades, vulguin tancar contractes molt llargs de 10-15 anys amb generadors si poden obtenir el preu correcte.
"Si poden bloquejar contractes a 40-50 £/MWh ($59-66/MWh), això seria atractiu, però seria un contracte bilateral amb un sol generador, no en l'aplicació del mercat actual. una estratègia de cobertura".