L'ondata di caldo estivo ha spinto la domanda di refrigerazione in Europa, insieme alla mancanza di generazione di energia rinnovabile, fornitura di energia nucleare e aumento dei costi del gas naturale.
In questo contesto, i paesi europei e le società elettriche si trovano ad affrontare decisioni difficili. L'attuale crisi energetica del continente è il prodotto di una miriade di fattori, ma il modo in cui risponderà modellerà le istituzioni energetiche europee negli anni e nei decenni a venire.
Per attutire gli effetti peggiori della crisi, alcuni hanno chiesto una maggiore estrazione di combustibili fossili a breve termine, mentre altri hanno sostenuto un massiccio lancio di energia rinnovabile per abbassare i prezzi.
In questo momento, tuttavia, i proprietari dei progetti di centrali elettriche si trovano di fronte a un dilemma: se aumentare la quota delle transazioni nel mercato commerciale dell'elettricità per trarre vantaggio dai prezzi elevati, o insistere nel bloccare accordi di acquisto di energia (PPA) a lungo termine per garantire flussi di entrate più stabili e prevedibili?
La considerazione chiave qui è dove l'azienda e il mercato pensano che il prezzo andrà.
Il prezzo attuale è al punto più alto degli ultimi anni: il prezzo medio del mercato spot è ora superiore a € 300/MWh ($ 327/MWh), rispetto a circa € 50/MWh ($ 54/MWh) alla fine del 2019, in aumento più volte .
I prezzi dell'elettricità salgono in tutta Europa da maggio 2021
Rappresentata dalla Francia, il prezzo dell'elettricità in vari paesi europei è recentemente aumentato vertiginosamente. Il prezzo dell'elettricità in Francia la scorsa settimana è stato di 383,14 euro per MWh, in aumento di oltre il 64% rispetto alla settimana precedente, seguito dall'Italia a 369,07 euro, dall'Austria a 343,94 euro, dalla Germania a 323,34 euro e dalla Grecia a 312,67 euro.
Nessuno si aspetta che la situazione in Europa si risolva presto, soprattutto se la Russia invaderà l'Ucraina, ma le aspettative del mercato e dei prezzi dell'elettricità saranno fattori chiave nelle decisioni di accordi e contratti.
Perché il mercato energetico europeo è in crisi?
L'attuale crisi energetica dell'Europa è il risultato di una combinazione di fattori: eventi naturali, azioni geopolitiche, scarsa pianificazione strategica e invasione russa dell'Ucraina. La combinazione di questi fattori ha creato una tempesta perfetta che ha fatto impennare i prezzi, i governi hanno fatto arrabbiare e rimodellato la politica energetica. Nel processo, i consumatori sono danneggiati.
La tempesta è iniziata lo scorso inverno quando faceva particolarmente freddo in Europa e in Asia. La concorrenza nello spazio del gas naturale liquefatto (GNL) è agguerrita in queste regioni e, mentre le economie iniziano ad aprirsi sulla scia del blocco del COVID{0}}, la concorrenza si è intensificata, i prezzi sono aumentati vertiginosamente e, di conseguenza, i prezzi dell'elettricità .
A peggiorare le cose, l'Europa ha scarse riserve di gas naturale, il che ha ulteriormente spinto i prezzi al rialzo e scatenato il panico dell'offerta. Inoltre, le esportazioni di GNL statunitensi in Europa e Asia inferiori al normale a causa dei rigidi inverni e del caos in Texas hanno esercitato ulteriori pressioni al rialzo sui prezzi.
Poi, il 24 febbraio, la Russia ha invaso l'Ucraina. I governi occidentali hanno rapidamente imposto sanzioni alla Russia e hanno invitato le aziende a sanzionare da sole i loro affari in Russia. Le major dell'energia BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor e TotalEnergies hanno tagliato i legami con la Russia o hanno detto che lo avrebbero fatto.
La Germania ha anche rifiutato di approvare il gasdotto Nord Stream 2 dalla Russia all'UE, provocando il fallimento della holding. Tutto ciò limita ulteriormente le forniture di gas naturale e fa aumentare i prezzi.
I paesi europei hanno cercato di mitigare l'impatto delle sanzioni trovando fonti alternative di gas naturale. Ad esempio, l'espansione della capacità del gasdotto Medgaz che collega Algeria e Spagna, la Bulgaria che collega la rete del gas a Romania e Serbia, la Polonia che collega la Danimarca e la Bulgaria che spingono per ulteriori collegamenti con la Grecia.
Tuttavia, la maggior parte di questi progetti non sarà completata entro la fine dell'anno e, per loro stessa natura, sono regionali, non a livello dell'UE, il che significa che la frenesia e le turbolenze del mercato continueranno a breve termine.
Dove andranno i prezzi dell'elettricità?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analista energetico europeo presso BloombergNEF, ha affermato che nessuno si aspetta che i prezzi dell'elettricità tornino presto a livelli normali e che l'evoluzione dei prezzi dell'elettricità quest'anno e il prossimo dipenderà da diversi fattori, come i prezzi del carbone e del gas, condizioni meteorologiche, eventi non pianificati interruzioni nucleari, disponibilità di produzione di energia rinnovabile e domanda di elettricità, ecc.
E, con le riserve di gas europee ancora basse, non aspettatevi alcun trend di allentamento nella concorrenza delle risorse. Werner Trabesinger, responsabile dei prodotti quantitativi presso la società di consulenza sulle energie rinnovabili Pexapark, ha dichiarato: "Per raggiungere livelli di stoccaggio confortevoli entro il quarto trimestre del 2022, tra il consumo di gas e le ricariche di stoccaggio, saranno necessarie grandi quantità di GNL per tutta l'estate".
"Ciò metterà gli acquirenti europei in concorrenza diretta con gli operatori del mercato asiatico del GNL, in un mercato più ristretto in cui i volumi di GNL russo sono stati effettivamente esclusi", ha affermato Trabesinger.
"La Commissione europea ha negoziato per diversificare le fonti di approvvigionamento di gas e ridurre la domanda per le importazioni di gas russe", ha affermato Savarimuthu. "Scenari come l'aumento delle importazioni di GNL potrebbero generare un premio, con un impatto positivo sui prezzi del gas e dell'elettricità.
Il passaggio ad altri combustibili, come il carbone, potrebbe aiutare ad affrontare un mercato del gas ristretto. Tuttavia, lo stesso problema si pone qui. Gran parte del carbon fossile è stato finora acquistato dalla Russia e la competizione per trovare carbone alternativo si intensificherà. "
Secondo le previsioni di ING, i futuri prezzi base dell'energia nelle economie europee come Francia, Germania, Belgio e Paesi Bassi rimarranno elevati a circa 150 euro/MWh ($163/MWh) per tutto il 2022, con un calo in estate, ma saliranno nuovamente a circa € 175/MWh ($ 190/MWh) verso l'inverno.
La situazione attuale è molto fluida e imprevedibile. "Il prezzo all'ingrosso dell'elettricità nel 2022 sarà più volatile rispetto ai livelli dell'ultimo decennio". Savarimuthu ha aggiunto che l'incerta fornitura di gas stimolerà una maggiore volatilità nel mercato elettrico.
"Penso che avremo un altro periodo molto instabile", ha affermato Phil Grant, partner del gruppo globale di generazione di energia presso la società di consulenza energetica Baringa. "Sta influenzando il modo in cui le persone commerciano e le loro aspettative di rischio".
La domanda di Grant è: "Come generatore, vuoi bloccare i prezzi a termine ora o sei felice di cavalcare l'onda dei prezzi commerciali?"
Contratto a lungo termine PPA o commercio sul mercato commerciale?
Con i prezzi in aumento dell'8,1% nel primo trimestre del 2022 e del 27,5% su base annua, il mercato europeo dei PPA per le energie rinnovabili è "più competitivo che mai", secondo LevelTen Energy. Prima del conflitto in Ucraina, i prezzi avrebbero dovuto stabilizzarsi quest'anno e ora sono aumentati per quattro trimestri consecutivi.
L'indice europeo dei prezzi Q1 2022 PPA di LevelTen ha rilevato che la forte domanda di energia rinnovabile ha portato a una carenza di opzioni di progetto off-taker. Secondo un riepilogo del 25 percento più basso delle offerte solari, l'indice P25 è aumentato del 4,1 percento per attestarsi ora a 49,92 €/MWh (54,1 $/MWh), in crescita del 20 percento (8,32 €/MWh) anno su anno.
Indice dei prezzi solare P25 per paesi europei
"Questo appetito di acquirenti crea rapidamente uno squilibrio tra l'offerta e la domanda di energie rinnovabili, poiché gli sviluppatori lottano per tenere il passo con la domanda".
"Penso che il mercato dei PPA continuerà a crescere", ha affermato Gregor McDonald, responsabile del trading e dei PPA di European Energy AS. "Ma non credo che sarà una corrispondenza uno-a-uno con il mercato all'ingrosso. Ovviamente, devono essere considerate condizioni contrattuali diverse".
Ma cosa significa questo per i flussi di entrate dei generatori, i produttori di energia pianificano di vendere tramite PPA e la percentuale di elettricità scambiata nel mercato spot?
Non esiste una risposta giusta o sbagliata a questa domanda, "è una decisione basata su un portafoglio di progetti di proprietà di singoli sviluppatori o produttori di energia indipendenti (IPP), che non è una semplice scelta binaria data la complessa struttura commerciale di molti progetti. "
Alla fine della giornata, è una questione di rischio e di aspettative degli azionisti, e lo stesso portafoglio o asset può prendere decisioni molto diverse solo a causa della struttura del capitale che li sostiene. "
Grant ha suggerito che se il proprietario è una società di infrastrutture, un fondo pensione o una società di energia rinnovabile quotata in borsa, potrebbe essere prudente rimuovere il rischio e bloccare un contratto PPA da tre a cinque anni.
"Saranno contratti premium e, con le attuali condizioni di mercato, il valore in contanti potrebbe essere inferiore rispetto alle alternative commerciali, ma è anche un mondo molto meno rischioso".
Secondo Pietro Radoia, analista senior di BNEF, l'appetito degli investitori per il rischio d'impresa sta crescendo, in parte a causa di una discrepanza tra le aspettative sell-side e off-take-side per i PPA a lungo termine.
Tuttavia, per le grandi istituzioni, le grandi società energetiche e le società commerciali affermate che hanno tradizionalmente goduto di mercati commerciali, un rischio patrimoniale più elevato ha senso data la capacità di queste istituzioni di monetizzare efficacemente i propri portafogli. Grant sostiene questo punto di vista.
Allo stesso tempo, Pexapark vede crescenti sfide per gli accordi PPA a lungo termine da parte delle utility, con solo una piccola parte del recente aumento dei prezzi all'ingrosso che si traduce in prezzi PPA migliori poiché gli acquirenti hanno iniziato a valutare gli accordi. Compresi i buffer di rischio estremo, "Ci aspettiamo che livelli di prezzo estremi sul front-end dell'attuale curva di liquidità si traducano in una maggiore attività PPA di durata più breve".
"Oltre a prezzi di vendita all'ingrosso più elevati, scadenze di liquidità più brevi espongono gli acquirenti a un rischio meno imperdibile, riducendo così le riserve di rischio e migliorando la concorrenza tra gli acquirenti".
Naturalmente, è improbabile che i gestori di portafoglio siano completamente impegnati nell'uno o nell'altro, ma in qualsiasi momento possono essere influenzati da prodotti garantiti dal governo, PPA a prezzo fisso, PPA fluttuanti e alcuni mix di mercato commerciale. Grant ha affermato che i gestori considerano i livelli di prezzo futuri e gli eventi geopolitici quando decidono il saldo degli investimenti commerciali.
Quando si tratta di acquirenti aziendali, Grant ha affermato che i prezzi dovrebbero ricominciare a scendere l'anno prossimo e, dato che, è improbabile che queste entità si accordino con contratti a lungo termine (da tre a cinque anni, secondo lui) agli attuali prezzi dell'elettricità, prima di valutare il futuro In assenza di consenso, l'industria si è rivolta a PPA più brevi.
McDonald ha osservato che quando si tratta di progetti più recenti, "puoi guadagnare in anticipo con più soluzioni di mercato e coperture rispetto ai PPA a lungo termine".
Il mercato all'ingrosso è salito, ma i prezzi PPA non hanno tenuto il passo, ha affermato McDonald. "In un mercato più liquido, se guadagni nel mercato all'ingrosso in cinque anni quanti ne guadagni in dieci con un PPA, il PPA non sembra buono come una volta".
Il più grande vantaggio di entrare nel mercato all'ingrosso rispetto ai PPA è che puoi fare trading rapidamente. McDonald ha spiegato che se passi a un prodotto di carico benchmark standardizzato e sei in grado di affrontare il rischio di prelievo, puoi eseguire operazioni in pochi minuti e l'orario di chiusura del PPA è su base mensile, il che ostacola davvero il mercato oggi.
D'altra parte, LevelTen ha affermato: "Per competere in un mercato sempre più competitivo, gli acquirenti aziendali devono comprendere a fondo i propri obiettivi, essere flessibili durante la contrattazione e concludere affari rapidamente".
Inoltre, entità commerciali come supermercati o data center potrebbero voler stipulare contratti molto lunghi di 10-15 anni con i generatori se riescono a ottenere il prezzo giusto.
"Se possono bloccare contratti a £40-50/MWh ($59-66/MWh), allora sarebbe interessante, ma sarebbe un contratto bilaterale con un unico generatore, non nell'attuale implementazione del mercato una strategia di copertura".