Die sommerliche Hitzewelle hat Europas Kühlbedarf in Verbindung mit dem Mangel an erneuerbarer Energieerzeugung, Kernenergieversorgung und steigenden Erdgaskosten in die Höhe getrieben.
Vor diesem Hintergrund stehen europäische Länder und Energieunternehmen vor schwierigen Entscheidungen. Die aktuelle Energiekrise des Kontinents ist das Ergebnis unzähliger Faktoren, aber die Art und Weise, wie darauf reagiert wird, wird die europäischen Energieinstitutionen für die kommenden Jahre und Jahrzehnte prägen.
Um die schlimmsten Auswirkungen der Krise abzufedern, fordern einige kurzfristig eine stärkere Förderung fossiler Brennstoffe, während andere einen massiven Ausbau erneuerbarer Energien befürworten, um die Preise zu drücken.
Momentan stehen die Eigentümer von Kraftwerksprojekten jedoch vor einem Dilemma: ob sie den Anteil der Transaktionen auf dem kommerziellen Strommarkt erhöhen sollen, um von den hohen Preisen zu profitieren, oder ob sie darauf bestehen, langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs) abzuschließen Sicherstellung stabilerer, vorhersehbarer Einnahmequellen ?
Die wichtigste Überlegung dabei ist, wohin das Unternehmen und der Markt den Kurs gehen werden.
Der aktuelle Preis befindet sich auf dem höchsten Stand seit Jahren – der durchschnittliche Spotmarktpreis liegt jetzt bei über 300 €/MWh (327 $/MWh), gegenüber rund 50 €/MWh (54 $/MWh) Ende 2019 und einem mehrfachen Anstieg .
Seit Mai 2021 steigen die Strompreise in ganz Europa
Vertreten durch Frankreich, sind die Strompreise in verschiedenen europäischen Ländern in letzter Zeit in die Höhe geschossen. Frankreichs Strompreis lag letzte Woche bei 383,14 Euro pro MWh, mehr als 64 Prozent mehr als in der Vorwoche, gefolgt von Italien mit 369,07 Euro, Österreich mit 343,94 Euro, Deutschland mit 323,34 Euro und Griechenland mit 312,67 Euro.
Niemand erwartet, dass sich die Situation in Europa bald lösen wird, insbesondere wenn Russland in die Ukraine einmarschiert, aber Markterwartungen und Strompreiserwartungen werden Schlüsselfaktoren bei Geschäfts- und Vertragsentscheidungen sein.
Warum steckt der europäische Energiemarkt in der Krise?
Die aktuelle Energiekrise in Europa ist das Ergebnis einer Kombination von Faktoren: Naturereignisse, geopolitische Maßnahmen, schlechte strategische Planung und die russische Invasion in der Ukraine. Die Kombination dieser Faktoren erzeugte einen perfekten Sturm, der die Preise in die Höhe schnellen ließ, die Regierungen verärgerte und die Energiepolitik neu gestaltete. Dabei werden Verbraucher geschädigt.
Der Sturm begann im vergangenen Winter, als es in Europa und Asien besonders kalt war. Der Wettbewerb im Bereich Flüssigerdgas (LNG) ist in diesen Regionen hart, und da sich die Volkswirtschaften nach den COVID-19-Lockdowns zu öffnen beginnen, hat sich der Wettbewerb verschärft, die Preise sind in die Höhe geschossen und damit auch die Strompreise .
Erschwerend kommt hinzu, dass Europa über geringe Erdgasreserven verfügt, was die Preise weiter in die Höhe getrieben und eine Angebotspanik ausgelöst hat. Darüber hinaus setzten unterdurchschnittliche US-LNG-Exporte nach Europa und Asien aufgrund der strengen Winter und des Chaos in Texas die Preise weiter unter Druck.
Dann, am 24. Februar, marschierte Russland in die Ukraine ein. Westliche Regierungen verhängten schnell Sanktionen gegen Russland und forderten Unternehmen auf, ihre Geschäfte in Russland selbst zu sanktionieren. Die Energieriesen BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor und TotalEnergies haben die Beziehungen zu Russland abgebrochen oder angekündigt, dies zu tun.
Deutschland weigerte sich auch, die Gaspipeline Nord Stream 2 von Russland in die EU zu genehmigen, was zur Insolvenz der Holdinggesellschaft führte. Dies alles schränkt die Erdgasversorgung weiter ein und treibt die Preise in die Höhe.
Die europäischen Länder haben versucht, die Auswirkungen der Sanktionen abzumildern, indem sie alternative Erdgasquellen gefunden haben. Zum Beispiel die Erweiterung der Kapazität der Medgaz-Gaspipeline, die Algerien und Spanien verbindet, Bulgarien, das das Gasnetz mit Rumänien und Serbien verbindet, Polen, das Dänemark verbindet, und Bulgarien, das auf weitere Verbindungen nach Griechenland drängt.
Dennoch werden die meisten dieser Projekte bis Ende des Jahres nicht abgeschlossen sein, und sie sind naturgemäß regional und nicht EU-weit, was bedeutet, dass die Raserei und Turbulenzen auf dem Markt kurzfristig anhalten werden.
Wohin werden die Strompreise gehen?
Kesavthiniy Savarimuthu, European Power Analyst bei BloombergNEF, sagte, niemand erwarte, dass die Strompreise in absehbarer Zeit wieder auf ein normales Niveau zurückfallen, und die Entwicklung der Strompreise in diesem und im nächsten Jahr werde von mehreren Faktoren abhängen, wie z. B. Kohle- und Gaspreisen, Wetter, ungeplant Atomausfälle, Verfügbarkeit von erneuerbarer Energieerzeugung und Strombedarf usw.
Und da die europäischen Gasreserven immer noch niedrig sind, erwarten Sie keinen nachlassenden Trend im Ressourcenwettbewerb. Werner Trabesinger, Head of Quantitative Products beim Beratungsunternehmen für erneuerbare Energien Pexapark, sagte: „Um bis zum vierten Quartal 2022 zwischen Gasverbrauch und Speichernachfüllungen ein komfortables Speicherniveau zu erreichen, werden den ganzen Sommer über große Mengen an LNG benötigt.“
„Dies wird europäische Käufer in direkten Wettbewerb mit Akteuren auf dem asiatischen LNG-Markt bringen, in einem engeren Markt, in dem russische LNG-Volumen effektiv ausgeschlossen wurden“, sagte Trabesinger.
„Die Europäische Kommission hat verhandelt, um die Gasversorgungsquellen zu diversifizieren und die Nachfrage nach russischen Gasimporten zu reduzieren“, sagte Savarimuthu. „Szenarien wie erhöhte LNG-Importe könnten eine Prämie generieren, mit positiven Auswirkungen auf die Gas- und Strompreise.
Ein Wechsel zu anderen Brennstoffen wie Kohle könnte helfen, einem angespannten Gasmarkt zu begegnen. Hier tritt jedoch das gleiche Problem auf. Ein Großteil der Steinkohle wird bisher aus Russland bezogen, und der Wettbewerb um alternative Kohle wird sich verschärfen. "
Nach der Prognose von ING werden die zukünftigen Grundenergiepreise in europäischen Volkswirtschaften wie Frankreich, Deutschland, Belgien und den Niederlanden das ganze Jahr 2022 über hoch bei rund 150 Euro/MWh (163 $/MWh) bleiben, mit einem Rückgang im Sommer, aber wieder steigen auf rund 175 €/MWh (190 $/MWh) in den Winter.
Die aktuelle Situation ist sehr wechselhaft und unvorhersehbar. "Der Großhandelspreis für Strom im Jahr 2022 wird im Vergleich zu den Niveaus des letzten Jahrzehnts volatiler sein." Savarimuthu fügte hinzu, dass die unsichere Gasversorgung zu mehr Volatilität auf dem Strommarkt führen werde.
„Ich denke, wir werden eine weitere sehr volatile Phase haben“, sagte Phil Grant, Partner in der globalen Energieerzeugungsgruppe des Energieberatungsunternehmens Baringa. "Es wirkt sich darauf aus, wie Menschen traden und welche Risiken sie erwarten."
Grants Frage lautet: „Wollen Sie als Erzeuger jetzt Terminpreise festschreiben, oder reiten Sie gerne auf der Welle der kommerziellen Preise?“
Langfristiger PPA-Vertrag oder kommerzieller Markthandel?
Mit einem Preisanstieg von 8,1 Prozent im ersten Quartal 2022 und einem Anstieg von 27,5 Prozent im Jahresvergleich ist der europäische PPA-Markt für erneuerbare Energien „wettbewerbsintensiver denn je“, so LevelTen Energy. Vor dem Ukraine-Konflikt wurde erwartet, dass sich die Preise in diesem Jahr stabilisieren und steigen nun seit vier Quartalen in Folge.
Der europäische Q1 2022-PPA-Preisindex von LevelTen stellte fest, dass die starke Nachfrage nach erneuerbarer Energie zu einem Mangel an Off-Taker-Projektoptionen geführt hat. Laut einer Zusammenfassung der niedrigsten 25 Prozent der Solarangebote stieg der P25-Index um 4,1 Prozent auf nun 49,92 €/MWh (54,1 $/MWh), ein Plus von 20 Prozent (8,32 €/MWh) im Jahresvergleich.
Solar P25 Preisindex nach europäischen Ländern
„Dieser Appetit der Käufer führt schnell zu einem Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage nach erneuerbaren Energien, da die Entwickler Schwierigkeiten haben, mit der Nachfrage Schritt zu halten.“
„Ich denke, der PPA-Markt wird weiter wachsen“, sagte Gregor McDonald, Head of Trading and PPAs bei European Energy AS. „Aber ich glaube nicht, dass es eine Eins-zu-eins-Korrespondenz mit dem Großhandelsmarkt geben wird. Natürlich müssen unterschiedliche Vertragsbedingungen berücksichtigt werden.“
Aber was bedeutet dies für die Einnahmequellen der Generatoren, die Stromerzeuger, die über PPAs verkaufen wollen, und den Prozentsatz des am Spotmarkt gehandelten Stroms?
Auf diese Frage gibt es keine richtige oder falsche Antwort, „es ist eine Entscheidung, die auf einem Portfolio von Projekten basiert, die einzelnen Entwicklern oder unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) gehören, was angesichts der komplexen kommerziellen Struktur vieler Projekte keine einfache binäre Wahl ist. "
Letztendlich ist es eine Frage des Risikos und der Erwartungen der Aktionäre, und dasselbe Portfolio oder dieselbe Anlage kann aufgrund der zugrunde liegenden Kapitalstruktur völlig unterschiedliche Entscheidungen treffen. "
Grant schlug vor, dass es, wenn der Eigentümer ein Infrastrukturunternehmen, ein Pensionsfonds oder ein börsennotiertes Unternehmen für erneuerbare Energien ist, ratsam sein könnte, das Risiko zu beseitigen und einen PPA-Vertrag mit einer Laufzeit von drei bis fünf Jahren abzuschließen.
„Es werden Premiumverträge sein, und bei den aktuellen Marktbedingungen mag der Barwert niedriger sein als bei kommerziellen Alternativen, aber es ist auch eine viel weniger riskante Welt.“
Laut Pietro Radoia, einem leitenden Analysten bei BNEF, wächst der Appetit der Anleger auf Geschäftsrisiken, teilweise aufgrund eines Missverhältnisses zwischen den Erwartungen auf der Verkaufs- und der Abnahmeseite für langfristige PPAs.
Für große Institutionen, große Energieunternehmen und etablierte Handelsunternehmen, die traditionell von kommerziellen Märkten profitiert haben, ist ein höheres Anlagerisiko jedoch sinnvoll, da diese Institutionen in der Lage sind, ihre Portfolios effektiv zu monetarisieren. Grant schließt sich dieser Ansicht an.
Gleichzeitig sieht Pexapark zunehmende Herausforderungen für langfristige PPA-Deals von Versorgungsunternehmen, wobei nur ein kleiner Bruchteil des jüngsten Anstiegs der Großhandelspreise zu besseren PPA-Preisen führt, da die Abnehmer begonnen haben, Deals einzupreisen. Einschließlich extremer Risikopuffer: "Wir erwarten, dass extreme Preisniveaus am vorderen Ende der aktuellen Liquiditätskurve zu mehr PPA-Aktivitäten mit kürzerer Duration führen werden."
"Zusätzlich zu höheren Großhandelsverkaufspreisen setzen kürzere Liquiditätslaufzeiten die Off-Taker einem geringeren nicht absicherbaren Risiko aus, wodurch die Risikopuffer reduziert und der Wettbewerb zwischen den Off-Takern verbessert werden",
Natürlich ist es unwahrscheinlich, dass sich Portfoliomanager vollständig dem einen oder anderen verpflichten, aber sie können zu jedem Zeitpunkt von staatlich unterstützten Produkten, Festpreis-PPAs, Floating-PPAs und einigen kommerziellen Marktmischungen beeinflusst werden. Grant sagte, dass Manager zukünftige Preisniveaus und geopolitische Ereignisse berücksichtigen, wenn sie über die Bilanz der Handelsinvestitionen entscheiden.
In Bezug auf Unternehmensabnehmer sagte Grant, dass die Preise nächstes Jahr voraussichtlich wieder fallen werden, und angesichts dessen ist es unwahrscheinlich, dass diese Unternehmen langfristige (drei bis fünf Jahre, wie er glaubt) Verträge zu den aktuellen Strompreisen abschließen werden. vor der Preisgestaltung für die Zukunft Da kein Konsens besteht, hat sich die Branche kürzeren PPAs zugewandt.
McDonald bemerkte, dass man bei neueren Projekten „mit mehr Marktlösungen und Absicherungen im Voraus Geld verdienen kann als mit langfristigen PPAs“.
Der Großhandelsmarkt ist sprunghaft gestiegen, aber die PPA-Preise haben nicht Schritt gehalten, sagte McDonald. „Wenn Sie in einem liquideren Markt in fünf Jahren so viel Geld auf dem Großhandelsmarkt verdienen wie in zehn Jahren durch ein PPA, dann sieht das PPA nicht mehr so gut aus wie früher.“
Der größte Vorteil des Eintritts in den Großhandelsmarkt gegenüber PPAs besteht darin, dass Sie schnell handeln können. McDonald erklärte, dass man Trades innerhalb von Minuten ausführen kann, wenn man zu einem standardisierten Benchmark-Load-Produkt wechselt und in der Lage ist, mit dem Off-Take-Risiko umzugehen, und dass die Abschlusszeit des PPA monatlich ist, was den Markt heute wirklich behindert.
Auf der anderen Seite sagte LevelTen: „Um in einem zunehmend wettbewerbsintensiven Markt wettbewerbsfähig zu sein, müssen Einkäufer von Unternehmen ihre Ziele gründlich verstehen, bei Vertragsabschlüssen flexibel sein und Geschäfte schnell abschließen.“
Außerdem möchten kommerzielle Unternehmen wie Supermärkte oder Rechenzentren möglicherweise sehr lange 10-15 Jahre Verträge mit Generatoren abschließen, wenn sie den richtigen Preis erzielen können.
„Wenn sie Verträge zu 40-50 £/MWh (59-66 $/MWh) abschließen könnten, wäre das attraktiv, aber es wäre ein bilateraler Vertrag mit einem einzigen Generator, nicht in der aktuellen Marktimplementierung eine Hedging-Strategie."